СОСТАВ ФЛЮИДА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ В ОБЛАСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
COMPOSITION OF FLUID FOR INTENSIFICATION OF OIL AND GAS PRODUCTION

[0001] Настоящее изобретение относится к обработке насыщенных флюидами пластов месторождения жидкостями для разрыва пласта.
[0002] Подземные флюиды, имеющие экономическую ценность, обычно получают из подземного пласта месторождения через скважину, проникающую в пласт месторождения. Жидкости, поступающие из подземных насыщенных флюидами пластов, могут представлять собой воду, которая, например, используется в качестве геотермального источника нагрева, питьевой воды или источника солей. Флюиды, поступающие из подземных насыщенных флюидами пластов месторождения, могут также быть нефтью или газом, или газом, конденсированным в жидкое состояние во время его обратного притока к поверхности, также называемым конденсатом.
[0003] К сожалению, подземные насыщенные флюидами пласты месторождения и особенно многие нефтегазоносные подземные пласты месторождения все труднее эксплуатировать с экономической точки зрения, и они требуют использования особых способов и оборудования для повышения добычи подземных флюидов через добывающие скважины. Типичное улучшение добычи скважин может быть достигнуто обработкой пласта для увеличения выхода подземных флюидов, таких как нефть и газ.
[0004] Обычно такое увеличение добычи скважин достигается за счет использования воды, которая вводится в другую скважину(ы), проникающую в подземную пласт месторождения, называемую нагнетательной скважиной(ами) или инжектором(ами), чтобы поддерживать давление подземного пласта месторождения на достаточном уровне, чтобы получить экономический поток от подземного пласта к поверхности через добывающую скважину(ы). Однако повышение производительности не может быть стабильным с течением времени из-за закупорки, которая может возникать в пористости подземного пласта месторождения вблизи добывающей скважины или вблизи нагнетательной скважины.
[0005] Помимо нефтяных и газовых скважин, которые не способны экономически продолжать производить и которые требуют интенсификации добычи путем обработки пласта месторождения для увеличения добычи нефти и/или газа, существуют также подземные пласты месторождения, которые не могут производить углеводороды после бурения ствола скважины и установления скважины для проникновения в подземный пласт месторождения. Одна из причин состоит в том, что они, естественно, имеют очень низкую проницаемость как те скважины, которые связаны со сланцевой нефтью, сланцевым газом, трудноизвлекаемой нефтью, газом в плотных породах и метаном угольных пластов, что сдерживает поток флюидов.
[0006] И даже для подземных пластов месторождения, которые уже производят флюиды в экономических условиях, может потребоваться еще больше увеличить их уровни добычи.
[0007] Общим и известным методом интенсификация добычи является гидравлический разрыва пласта. Обычно проведение такой обработки включает впрыск жидкой суспензии, флюида для гидроразрыва пласта, вниз в ствол скважины и обратно в пласт месторождения в объеме, необходимом для улучшения проницаемости флюида, обычно потому, что количество и/или размер проходов или изломов в пласте месторождения увеличивается. Флюид для гидроразрыва пласта обычно состоит из несущей жидкости для гидроразрыва пласта и твердых частиц.
[0008] Для создания излома, флюид для гидроразрыва пласта закачивается под высоким давлением, и в этом случае необходимо насосное оборудование высокого давления. Обычно вместе с флюидом для гидроразрыва пласта также вводят твердые частицы для поддержания изломов открытыми. Такие твердые частицы, также известные как расклинивающие реагенты или «проппанты», диспергируются в несущем флюиде для гидроразрыва пласта, а затем транспортируются вниз до изломов во время операции закачивания под высоким давлением.
[0009] Закачивание продолжается до тех пор, пока не будет получен излом с достаточными размерами, чтобы обеспечить правильное и точное размещение расклинивающих реагентов. Как только проппанты оказываются на месте, закачиваемой жидкости дают возможность просачиваться в пласт месторождения, пока трещина не станет существенно тоньше, чтобы удерживать проппанты на месте. Затем давление в устье скважины снижается, и жидкость откачивается назад.
[0010] Проппанты обычно представляют собой сыпучие материалы, обычно песок. Другие широко используемые проппанты включают в себя песок, покрытый смолой, керамические проппанты промежуточной прочности и высокопрочные проппанты, такие как спеченный боксит и оксид циркония. Многочисленные, но менее распространенные проппанты включают пластиковые гранулы, стальную дробь, стеклянные бусины, высокопрочные стеклянные бусины, алюминиевые гранулы и округлые скорлупки орехов.
[0011] Для того чтобы обработка была успешной, флюид для гидроразрыва пласта, обычно нефть или вода в жидкой фазе, должен быть удален из скважины, чтобы избежать засорения углеводородов подземных пластов месторождения, несущих углеводороды. Во многих случаях это сложная проблема, которая требует значительных затрат времени и денег. Современная обработка скважин обычно требует использования больших объемов флюида для гидроразрыва пласта.
[0012] Например, во время обработки гидравлическим разрывом пласта скважины, особенно горизонтальные скважины, обычно требуют до 20 000 тонн водного флюида для гидроразрыва пласта. До того как добыча из пласта может быть возобновлена, оттуда должна быть удалена значительная часть, если не весь водный флюид для гидроразрыва пласта. Это представляет собой значительный расход времени и затрат на перекачку.
[0013] В настоящее время наиболее успешные способы гидроразрыва пласта используют воду в качестве несущей жидкости, точнее, либо загущенную воду, либо реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Из-за более высокой стоимости нефти по сравнению с водой в качестве несущего флюида для гидроразрыва пласта, нефтяной гидравлический разрыв пласта ограничивается подземными пластами месторождения, которые являются чувствительными к воде. Действительно, некоторые пласты месторождения содержат специфические глины, которые набухают при контакте с водой, ухудшая проницаемость даже при наличии трещин. Однако нефть обычно содержит органические загрязнители, такие как бензол, который является канцерогенным, толуол, который вызывает серьезный ущерб здоровью при продолжительном воздействии через ингаляцию, этилбензол и ксилол, которые будут контактировать и разбавляться водой в подземном пласте месторождения с риском загрязнения при попадании на поверхность. Бензол, толуол, этилбензол и ксилол, также называемые BTEX, перечислены EPA в Законе о чистом воздухе 1990 года как некоторые из 188 опасных загрязнителей воздуха.
[0014] Кроме того некоторые районы, где используется интенсификация добычи, имеют серьезные ограничения на поставку воды, например, Техас в США. В других местах поблизости существуют фермерские земли или жилые места, что делает необходимым высокое качество обработки обратных вод, возвращаемых на поверхность после операций по гидравлическому разрыву пласта, и до того, как эти воды будут сброшены.
[0015] Dow Chemicals предложила в 1966 году (см., например, US3368627) способ гидравлического разрыва пласта, который использует комбинацию С2-С6 углеводородов и диоксида углерода в качестве флюида для гидроразрыва пласта. Смесь предназначена для того, чтобы получить критическую температуру достаточно высокой или критическое давление достаточно низким, чтобы оставаться жидкой при температуре и давлении, существующих во время закачки скважины, но также критическая температура достаточно низка или критическое давление достаточно высоко для значительной части такого закачиваемого флюида, который должен быть преобразован в газ при высвобождении давления, приложенного к жидкости во время закачки.
[0016] Действительно, критическая температура и давление являются важными параметрами для флюида для гидроразрыва пласта, который может находиться в состоянии газа. Ниже критической температуры флюид может существовать в виде твердого вещества, и/или жидкости, и/или газа в зависимости от давления и температуры. Выше критической температуры флюид может существовать в виде газа или сверхкритического флюида в зависимости от давления и температуры. Если температура пласта выше критической температуры флюида для гидроразрыва пласта, жидкий флюид для гидроразрыва пласта будет подвергаться фазовому переходу при нагревании до сверхкритического флюида во время закачивания. Сверхкритический флюид имеет плотность и вязкость выше, чем у газа при той же температуре и ниже, чем у жидкости при том же давлении. Таким образом, трение проппантов с несущим флюидом ниже, когда несущий флюид находится в сверхкритическом состоянии, чем когда он находится в жидком состоянии. Таким образом, осаждение проппантов под силой тяжести, которые имеют более высокую плотность, чем несущий флюид, выше в горизонтальных частях поверхностного оборудования, скважин и изломов, когда несущий флюид для гидроразрыва пласта находится в сверхкритическом состоянии. Осаждение проппантов характеризуется скоростью осаждения частиц проппанта. Избежать осаждения или, по меньшей мере, минимизировать осаждение важно для того, чтобы увеличить эффективность транспортировки, которая могла бы замедляться при трении частиц проппанта о поверхность оборудования трубопровода и стенки изломов. Следовательно, минимизация или предотвращение осаждения в оборудовании и изломах увеличивает вероятность того, что пропанты достигнут изломов, и ограничивает накопление проппантов в горизонтальных частях оборудования и изломах. Следовательно, эффективность транспортировки проппанта снижается, с ростом скорости осаждения, и это, например, происходит в случае, когда несущий флюид для гидроразрыва пласта находится в сверхкритическом состоянии, а не когда он находится в жидком состоянии.
[0017] В этом патенте US3368627 предлагается решение, позволяющее избежать использования воды и уменьшить количество энергии, необходимое для перекачивания флюида для гидроразрыва пласта обратно на поверхность. Однако этот метод использует два флюида в газовой фазе при атмосферном давлении и температуре, которые должны быть сжаты, чтобы получить их в жидком состоянии, что увеличивает количество оборудования. Более того, углекислый газ трудно сжимать из-за его критической точки: высокое критическое давление (7,3 МПа) и низкая критическая температура (31°C) вынуждают сжимать газ при давлении выше 7,3 МПа и/или охлаждать его до температуры ниже 31°C, чтобы получить его в жидком виде.
[0018] Были предприняты попытки упростить способ и использовать только один несущий флюид, отличный от воды, чтобы суспендировать проппанты. «Oil and Gas Journal», 5 июля 1971, страница 60, описывает загущенный сжиженный газ, полезный для гидравлического разрыва пласта газовых скважин. Загущенный жидкий газ содержит углекислый газ, сжиженные нефтяные газы, сгущающий материал и проппанты. Повышение вязкости несущего флюида или его сгущение полезно, чтобы обеспечить более эффективную транспортировку проппантов за счет увеличения трения между ними и несущим флюидом. Таким образом, осаждение проппантов под силой тяжести, которые имеют более высокую плотность, чем несущий флюид, ограничено в горизонтальных частях поверхностного оборудования, скважинах и изломах.
[0019] В патенте США 3846310 раскрывается применение смеси первого алкоксида металла группы IA и второго алкоксида элемента группы IIIA в качестве гелеобразующего реагента для углеводородного несущего флюида, такого как, например, сжиженный нефтяной газ, гептан. Сообщается, что в присутствии воды гелеобразующий реагент переходит в водную фазу, тем самым снижая вязкость углеводорода. Сообщается, что при обработке образованного газом или конденсатом пласта предпочтительно, чтобы жидкий углеводород был летучим в условиях пласта. Во время операций закачки жидкий углеводород находится под давлением и сохраняет свое жидкое состояние. Когда приложенное давление будет сброшено, жидкость будет преобразована в высокомобильный пар из-за его летучести в условиях пласта, тем самым способствуя быстрой очистке скважины. В местах, где в подземном пласте месторождения нет воды, гелеобразующий реагент, который не испаряется, останется в подземном пласте месторождения, что приведет к отложениям, блокирующим изломы и уменьшающим поток углеводородов, первоначально присутствующих в подземном пласте месторождения. Это ограничение распространяется также на публикацию в «Oil and Gas Journal», 5 июля 1971 г., стр. 60.
[0020] Другим недостатком патента US3846310 является использование гептана. При 1 атмосфере (101,325 кПа) этот алкан имеет температуру кипения 98°С, тогда как для толуола это значение составляет 111°С. Поскольку точки кипения находятся близко друг к другу (разница менее 20°C), потребуется дорогостоящее оборудование для разделения обоих соединений, чтобы избежать загрязнения гептана толуолом.
[0021] Совсем недавно US2011284230 заявил способ обработки подземных пластов месторождения, способ включающий введение углеводородного флюида для гидроразрыва пласта, содержащего сжиженный нефтяной газ, в подземный пласт месторождения, подвергая углеводородный флюид для гидроразрыва пласта давлению выше пластового давления, и заключение углеводородного флюида для гидроразрыва пласта в подземном пласте месторождения в течение не менее 4 часов. Также сказано, что жидкость для гидроразрыва углеводородов, полученная вышеуказанными способами, может содержать, по меньшей мере, один гелеобразующий реагент и что гелеобразующий реагент может быть любым подходящим гелеобразующим реагентом для сгущения сжиженного нефтяного газа, включая этан, пропан, бутан, пентан или смеси этана, пропана, бутана и пентана.
[0022] Однако когда используется гелеобразующий реагент, возникает проблема формирования отложений после того, как давление снимается. Если давление не снижается достаточно, чтобы обеспечить испарение углеводородов флюида для гидроразрыва пласта, существует риск, когда указанный флюид для гидроразрыва пласта перекачивается обратно к поверхности. Это будет трудно из-за высокой вязкости загущенного флюида для гидроразрыва пласта. В таких случаях для уменьшения вязкости может использоваться разжижитель. И наоборот, это увеличивает сложность при контроле дозировки и времени отсрочки действия разжижающего реагента на гелеобразующий реагент.
[0023] Когда не используется гелеобразующий реагент, то вязкость сжиженного нефтяного газа LPG, включая этан, пропан, бутан, пентан или смеси этана, пропана, бутана и пентана, очень низка, а эффективность транспортировки проппанта низкая.
[0024] ECorp Stimulation Technologies (см. http://www.ecorpintl.com/) содействуют использованию пропана в качестве жидкости для гидроразрыва пласта без гелеобразующего реагента. Перевозимый в жидкой форме, пропан закачивается с песком или керамикой. Сообщается, что почти весь закаченный пропан (от 95% до 100%) течет обратно в виде газа из-за естественного явления разности давлений между подземным пластом месторождения и поверхностью. Считается, что извлеченный пропан повторно используется для операций интенсификации добычи или повторно вводится в трубопроводы с остальной частью экстрагированного газа. К сожалению, эта технология неэффективна для транспортировки проппантов.
[0025] ECorp Stimulation Technologies также продвигают использование фторированного производного пропана, который представляет собой 1,1,1,2,3,3,3-гептафторпропан. Эта молекула также известна как хладагент под кодовым названием R-227ea в соответствии со стандартом 34 Американского общества инженеров по отоплению, охлаждению и кондиционированию воздуха (ASHRAE, 2010a и 2010b). R-227ea продвигается как флюид для интенсификации добычи, чтобы полностью исключить риск, связанный с воспламеняемостью обычного пропана. Сообщается, что никакая вода и никакая химическая добавка не используется с гептафторпропаном, и что, как и для обычного пропана, гептафторпропан будет выделяться в газообразной форме для немедленного или будущего повторного использования. Сообщается, что R-227ea легко отделяется от компонентов природного газа, извлеченного из скважины, особенно пропана и бутана.
[0026] Высокая летучесть R-227ea также представляет собой недостаток, если жидкость для гидроразрыва пласта готовится и закачивается при относительно высокой температуре окружающей среды, например, около 40°C и выше, поскольку это может происходить в жарких местах, таких как Техас. Блендеры используются для смешивания проппантов с несущим жидким флюидом. Проппанты, удерживаемые в блендерах на участке скважины для использования в качестве проппанта в операции гидравлического разрыва пласта, могут достигать температур, таких как 65°C, из-за воздействия на солнца на блендеры. Когда проппанты и несущий жидкий флюид смешиваются, часть жидкого несущего флюида может изменять фазу, что приводит к уменьшению объема жидкости. Чтобы этого избежать, необходимо поддерживать несущий флюид для гидроразрыва пласта в жидком виде при такой температуре, увеличивая давление внутри блендера, или охлаждая его, что делает его более дорогостоящим.
[0027] Более того, для разделения с бутаном становится необходимым использовать 2 стадии: сначала конденсировать бутан, который является менее летучим (температура кипения при давлении 1 атм (101325 Па), то есть температура кипения при нормальных условиях или NBP, равна 0°C для н-бутана, тогда как NBP для R-227ea составляет -16°C), а затем конденсировать R-227ea, который находится в газовой фазе после первой конденсации.
[0028] Следовательно, по-прежнему существует потребность в флюидах для гидроразрыва пласта, которые не содержат воды, которые являются, по меньшей мере, такими же эффективными или более эффективными, чем жидкости для гидроразрыва пласта на водной основе. Также существует потребность во флюидах для гидроразрыва пласта, которые не содержат воды и которые легко обрабатываются и хранятся при температуре и давлении окружающей среды. Также существует потребность во флюидах для гидроразрыва пласта, которые не содержат воды, которые не содержат канцерогенных веществ, и которые легко утилизируются в качестве флюида для гидроразрыва пласта без загрязнения бензолом, толуолом, этилбензолом и ксилолом.
[0029] Несмотря на непрерывный поиск с 1966 года сохраняется потребность в альтернативных и/или улучшенных несущих флюидах для гидроразрыва пласта, которые облегчают недостатки несущих флюидов для гидроразрыва пласта, существующие на настоящем уровне техники.
[0030] Изобретатели теперь обнаружили, что вышеуказанные цели достигаются целиком или, по меньшей мере, частично при помощи несущих флюидов для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению, которые подробно описаны ниже в настоящем документе.
[0031] Таким образом, задачей настоящего изобретения является обеспечение несущего флюида для гидроразрыва пласта, обладающего одним или несколькими, предпочтительно всеми, следующими признаками:
несущий флюид для гидроразрыва пласта не является водным флюидом, то есть вода не добавляется специально,
несущий флюид для гидроразрыва пласта имеет низкую токсичность по сравнению с нефтью и, как правило, имеет малое воздействие на окружающую среду,
несущий флюид для гидроразрыва пласта легко трансформируется в жидкость или газ, и наоборот, при изменениях температуры и/или изменениях давления,
несущий флюид для гидроразрыва пласта допускает скорость осаждения, равную или меньшую, чем скорость у известных несущих флюидов для гидроразрыва пласта, в самом широком диапазоне температур, например, между 20 и 200°С, предпочтительно между 70 и 190°С, для заданного размера и характера проппанта,
несущий флюид для гидроразрыва пласта допускает скорость осаждения, равную или меньшую, чем скорость осаждения в воде, в самом широком диапазоне температур, например, между 20 и 200°C, предпочтительно между 30 и 190°C, более предпочтительно между 30 и 140°C, при заданных размерах и характере проппанта,
несущий флюид для гидроразрыва пласта легко отделяется/извлекается из обратного потока флюида (например, содержащего природный газ, конденсат или нефть,...),
несущий флюид для гидроразрыва пласта легко преобразуется обратно в жидкое состояние.
[0032] В нижеследующем описании настоящего изобретения будут использоваться следующие определения и способы:
Воздействие растворителей на окружающую среду измеряется потенциалом парникового эффекта (GWP) по отношению к диоксиду углерода для 100-летней интеграции и потенциалом истощения озонового слоя (ODP). GWP R-227ea составляет 3220 и ODP равен 0. GWP пропана составляет 20 и ODP равен 0;
Температура кипения при нормальных условиях (или NBP) является температурой кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па);
эффективность переноса проппанта оценивается с помощью скорости осаждения одной сферической твердой частицы (проппанта) в несущем флюиде под действием силы тяжести при данной температуре, соответствующей температуре пласта подземных углеводородов; чем ниже скорость осаждения, тем дольше время, пока частицы проппанта оседают.
[0033] В первом аспекте настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного пласта месторождения, причем упомянутый несущий флюид для гидроразрыва пласта содержит, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофторуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения от 0°C до 90°C.
[0034] В настоящем изобретении «гидрофторуглеродный эфир» означает соединение углерода, водорода, фтора и при необходимости атомов хлора, и несущее, по крайней мере, одну функциональную группу эфира, предпочтительно, одну функциональную группу эфира.
[0035] Выбор подходящего несущего флюида для гидроразрыва пласта зависит от температуры кипения при нормальных условиях извлеченных углеводородов: согласно предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения температура кипения при нормальных условиях соответствующего несущего флюида для гидроразрыва пласта имеет разницу, по меньшей мере, 10°C, предпочтительно 20°C, более предпочтительно, 25°С выше или ниже температуры кипения при нормальных условиях извлеченного газообразного углеводорода, который имеет самую высокую (соответственно низкую) температуру кипения при нормальных условиях среди смеси извлеченных газообразных углеводородов. Это облегчает восстановление, например, путем дистилляции, несущего флюида для гидроразрыва пласта.
[0036] Согласно еще одному предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения, температура кипения при нормальных условиях несущего флюида для гидроразрыва пласта составляет, по меньшей мере, 10°С, предпочтительно 20°С, более предпочтительно 25°С, выше температуры кипения при нормальных условиях извлеченного газообразного углеводорода, которая имеет самую высокую температуру кипения при нормальных условиях среди смеси извлеченных углеводородов, например, для бутана, выше 0°C.
[0037] Среди этих подходящих несущих жидких флюидов предпочтительны те, которые имеют высокую нормальную температуру кипения, предпочтительно выше 0°С, более предпочтительно выше 10°С, более предпочтительно выше 20°С. Наиболее предпочтительными несущими флюидами для гидроразрыва пласта являются те, которые имеют температуру кипения при нормальных условиях выше температуры окружающей среды, так что несущие флюиды для гидроразрыва пласта являются жидкостью при температуре окружающей среды и, следовательно, легко отделяются от других извлеченных газообразных углеводородов при температуре и давлении окружающей среды. Другим преимуществом таких несущих флюидов для гидроразрыва пласта, которые являются жидкостями при температуре окружающей среды, является их легкость в хранении и использовании.
[0038] Эти вопросы, касающиеся простоты разделения и значений температур кипения при нормальных условиях, имеют большое значение, особенно учитывая установку разделения и дистилляции/конденсации. В частности, используются сепараторы и дегидраторы, которые обычно работают при температуре от 100 до 150°С для разделения нефти, газа и конденсата, как определено выше. Следовательно, и в качестве еще одного предпочтительного варианта способа осуществления настоящего изобретения наиболее подходящие несущие флюиды для гидроразрыва пласта имеют NBP ниже 100°C, чтобы легко отделяться от извлеченных углеводородов (жидких или газообразных), а затем снова конденсироваться в установках для обработки газа, содержащих сепараторы, компрессоры, теплообменники и тому подобное. То же самое касается разделения, дистилляции или конденсации при давлении выше атмосферного давления.
критическое
[0039] В качестве другого предпочтительного варианта способа осуществления настоящего изобретения несущий флюид для гидроразрыва пласта в соответствии с настоящим изобретением имеют критическое давление (Р) ниже 7 МПа, предпочтительно ниже 5 МПа, так что инструменты сжатия, которые используются для транспортировки в газовые линии, также могут быть использованы для конденсации несущих флюидов для гидроразрыва пласта.
[0040] С целью сохранения низкой токсичности после утилизации также желательно, чтобы NBP несущего флюида для гидроразрыва пласта была далеко от NBP бензола, толуола, этилбензола и ксилола, которые составляют соответственно 80°С, 111°С, 136°С и около 140°С. Следовательно, предпочтительным является NBP ниже 60°С, где извлеченные углеводороды содержат один или несколько компонентов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и ксилола.
[0041] Следовательно, подходящий несущий флюид для гидроразрыва пласта, помимо его NBP между 0 и 90°C, предпочтительно удовлетворяет, по меньшей мере, одному, а предпочтительно двум из следующих требований:
a) ODP строго меньше, чем 0,02, предпочтительно 0,01 и более предпочтительно равно 0; и
b) критическое давление равно или меньше чем 7 МПа, желательно равно или меньше, чем 5 МПа.
[0042] В соответствии с предпочтительным аспектом подходящий несущий флюид для гидроразрыва пласта для использования в настоящем изобретении имеет NBP от 0 до 90°C и критическое давление, равное или меньшее 7 МПа, предпочтительно равное или меньшее 5 МПа.
[0043] В соответствии с другим предпочтительным аспектом несущий флюид для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению имеет критическую температуру, равную или превышающую 110°С и равную или ниже 200°С.
[0044] Согласно еще одному предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофторуглеродное эфирное соединение имеет формулу (1):
n
m
p
q
t
CHFXO (1)
где n и m, p, q, t соответственно представляют количество атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора, X атомов и O атомов (т.е. количество функциональных групп эфира), где n представляет собой 2 или 3 или 4, m≥0, 9≥p≥3, q=0 или 1, t представляет собой 1 или 2, а X представляет собой атом галогена, отличного от фтора, и O представляет собой атом кислорода, и
где соединение формулы (1) имеет температуру кипения при нормальных условиях (NBP) между 0 и 90°C, предпочтительно от 5 до 85°C, более предпочтительно от 10 до 80°C.
[0045] Также понятно, что сумма (m+p+q) равна или меньше 2n+2, где n, m, p и q соответственно представляют собой число атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора и атомов X в соединении по формуле (1).
[0046] Предпочтительно Х представляет собой хлор, бром или йод, более предпочтительно хлор или бром, еще более предпочтительно Х представляет собой хлор.
[0047] Согласно предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения n представляет собой 2, или 3, или 4, m ≥ 2 и атомы водорода связаны, по меньшей мере, двумя различными атомами углерода. Согласно другому предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения n представляет 2 или 3. Согласно еще одному варианту способа осуществления настоящего изобретения n представляет собой 2 или 3, m ≥ 2, и атомы водорода связаны, по меньшей мере, двумя различными атомами углерода. Согласно еще одному варианту способа осуществления настоящего изобретения t представляет собой 1.
[0048] Атомы углерода в соединении по формуле (1) могут быть организованы в линейную или разветвленную цепь. Предпочтительно соединение формулы (1) имеет 0 или 1 двойную связь углерод-углерод.
[0049] В соответствии с особенно предпочтительным вариантом способа осуществления настоящего изобретения настоящего изобретения соединение формулы (1) имеет критическую температуру, равную или превышающую 110°С и равную или ниже 200°С, предпочтительно равную или превышающую 130°С и равную или ниже 200°C.
n
m
p
q
t
[0050] В соответствии с особенно предпочтительным вариантом способа осуществления настоящего изобретения соединение вышеупомянутой формулы (1) имеет формулу CHFXO с n равно 2 или 3, 2≤m≤4, 4≤p≤6, Q представляет собой 0 или 1 и t представляет собой 1. Также предпочтительными являются соединения формулы (1), где m≥2, и атомы водорода соединяются, по меньшей мере, с 2 разными атомами углерода.
2
2
2
2
3
2
3
3
2
3
3
2
2
2
2
[0051] Неограничивающие примеры соединений формулы (1), которые применимы в настоящем изобретении, включают RE-134, RE-236fa1, RE-236ea1, RE-245cb1, RE-338mcf2, RE-245fa1, RE-347mmy1, RE-254cb1, RE-245ca2, RE-235da1, RE-365mcf2, CHF-CHF-O-CHF, CHF-CH-O-CF, CHF-CHF-O-CF, CH-CF-O-CF, CF-CHF-O-CHF, CHF-CF-O-CHF, изомеры вышеуказанных соединений, а также смеси двух или более вышеуказанных соединений, в любых пропорциях.
[0052] Термодинамические свойства соединений формулы (1), как определено выше с их критической температурой и NBP, позволяют легко обращаться с несущим флюидом для гидроразрыва пласта, а также легко отделять несущий флюид для гидроразрыва пласта от извлеченных углеводородов. Кроме того, неожиданно было обнаружено, что несущие флюиды для гидроразрыва пласта, содержащие, по меньшей мере, одно фторированное соединение вышеуказанной формулы (1), с вышеупомянутыми термодинамическими характеристиками, совместимыми с удобством обращения и использования, дают скорость осаждения проппанта в несущем флюиде для гидроразрыва пласта, которая равна или ниже, чем в известных несущих флюидах для гидроразрыва пласта, и как можно ближе или предпочтительно ниже скорости осаждения в воде в широком диапазоне температур подземного пласта месторождения, предпочтительно от 20 до 200°С.
2
[0053] Согласно другому предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения несущий флюид для гидроразрыва пласта имеет критическое давление ниже 70 бар (7 МПа), предпочтительно ниже 50 бар (5 МПа), тогда как диоксид углерода (СО) имеет критическое давление 73 бар (7,3 МПа). Это, следовательно, является еще одним преимуществом флюида по настоящему изобретению, который является жидкостью при более низком значении давления, другими словами, более низкое давление является достаточным для получения жидкого флюида для гидроразрыва пласта.
[0054] Кроме того, использование соединений по формуле (1) дает много преимуществ, особенно по сравнению с использованием воды в качестве несущего флюида для гидроразрыва пласта. Среди этих преимуществ можно назвать: отсутствие или плохая солюбилизация минеральных солей, присутствующих в подземных пластах месторождения, и, следовательно, более дешевый и более простой процесс утилизации несущего флюида для гидроразрыва пласта, более низкое воздействие на целостность подземного пласта (например, минимизация набухания или отсутствие набухание подземного пласта месторождения) и тому подобное.
[0055] Согласно предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения несущий флюид для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению не содержит токсичных и экологически вредных ароматических соединений, таких как бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в отличие от известных нефтей для гидравлического разрыва пласта, которые все еще могут быть использованы.
[0056] Несущий флюид для гидроразрыва пласта может также содержать одну или несколько добавок, хорошо известных специалистам в данной области техники. Примеры таких добавок включают в качестве неограничивающего списка биоциды, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества (например, фторсодержащие вещества), ингибиторы образования накипи, противопенные агенты, модификаторы реологии (например, усилители вязкости, химреагенты для снижения гидравлических потерь...) и т.п., а также смеси двух или более указанных выше добавок во всех пропорциях.
[0057] Например, химреагенты для снижения гидравлических потерь используются для уменьшения трения и позволяют увеличить расход при постоянной накачке; для защиты химреагента для снижения гидравлических потерь от биодеградации используются биоциды; ингибиторы коррозии используются для защиты оборудования от коррозии; поверхностно-активные вещества используются для увеличения смачивания флюидом для гидроразрыва пласта на поверхностях оборудования и/или помогают вспениванию; ингибиторы солеотложения используются для предотвращения осаждения осадка из воды пласта месторождения.
[0058] В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к флюиду для гидроразрыва пласта, содержащему, по меньшей мере, один несущий флюид для гидроразрыва пласта, как было определено выше, и проппанты. Проппанты, которые могут быть использованы во флюиде для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению, представляют собой любые проппанты, известные специалистам в данной области, и обычно существуют в виде гранулированных материалов. Обычно проппанты включают в себя песок, песок, покрытый смолой, керамические проппанты промежуточной прочности и высокопрочные проппанты, такие как спеченный боксит и оксид циркония, пластиковые гранулы, стальную дробь, стеклянные шарики, высокопрочные стеклянные шарики, алюминиевые гранулы, округлые скорлупки орехов и тому подобное.
[0059] Проппанты, которые могут быть использованы, известны из уровня техники, начиная от 12 до 100 меш США, предпочтительно от 20 до 100 меш США. Самые крупные проппанты обычно просеивают ситами 20 меш США и 40 меш США, то есть они проходят через сито с размером ячейки 850 мкм и не проходят через сито с размером ячейки 425 мкм. Такие проппанты особенно подходят для использования в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения.
[0060] Концентрация проппанта обычно составляет между 20 и 600 граммами на литр несущего флюида для гидроразрыва пласта, более предпочтительно между 25 и 250 граммами на литр несущего флюида для гидроразрыва пласта.
[0061] В соответствии с еще одним аспектом настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта месторождения с использованием флюида для гидроразрыва пласта, как определено выше в настоящем документе. Способ гидравлического разрыва пласта по настоящему изобретению включает, по крайней мере, следующие шаги:
a) обеспечение несущего флюида для гидроразрыва пласта, как это определено выше, т.е. включая, по крайней мере, одно соединение формулы (1), как определено выше, с опциональным сжатием и/или охлаждением, так что несущий флюид для гидроразрыва пласта существует в виде жидкости;
b) приготовление флюида для гидроразрыва пласта путем смешивания жидкого несущего флюида для гидроразрыва пласта со стадии а) с проппантами в сосуде с целью получения жидкого флюида для гидроразрыва пласта; а также
c) закачивание указанного жидкого флюида для гидроразрыва пласта со стадии b) (т.е. жидкой дисперсии) в подземный пласт месторождения при давлении, достаточном для открытия в нем одного или нескольких изломов.
[0062] Сжатие на стадии а) может быть реализовано любым способом, известным специалисту в данной области техники, например, насосом до давления выше равновесного давления газ-жидкость. Охлаждение на стадии а) может быть реализовано любым способом, известным специалисту в данной области техники, например, при помощи теплообменника до температуры ниже равновесной температуры газ-жидкость.
[0063] Перед стадией а) способа согласно настоящему изобретению подземный пласт месторождения может быть предварительно обработан путем закачивания несущего флюида для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению в виде жидкости без проппантов и/или путем введения жидкой воды и/или жидких углеводородов и/или пены, состоящей из воды или углеводородов, смешанных с газом. Согласно другому варианту пласт месторождения может быть промыт после стадии с) путем закачивания несущего флюида для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению без проппантов или жидкой воды или жидких углеводородов или, в конечном итоге, пены, состоящей из воды или углеводородов, смешанных с газом.
[0064] Способ по настоящему изобретению может предшествовать и/или комбинироваться и/или следовать за одним или несколькими известными способами гидравлического разрыва пласта, которые используют реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, загущенную воду, углеводороды, загущенные углеводороды, пенные жидкости и тому подобное.
[0065] Способ по настоящему изобретению также включает в себя утилизацию любого флюида для гидроразрыва пласта или флюида для предварительной обработки или промывочного флюида, который не содержит проппанта или, по крайней мере, содержит небольшое количество проппанта(ов). Эта утилизация несущего флюида для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению после его использования в качестве флюида для гидроразрыва пласта или флюида для предварительной обработки или промывочного флюида для операции гидравлического разрыва пласта включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии: - извлечение с накачкой и/или с декомпрессией (например, с возвратом к нормальному давлению), по меньшей мере, части флюида и части углеводородов, первоначально присутствующих в пласте месторождения, причем флюид является несущим флюидом для гидроразрыва пласта из углеводородного пласта, чтобы производить восстановленный флюид; а также - отделение от восстановленного флюида несущего флюида для гидроразрыва пласта, чтобы получить газ или жидкость, самостоятельно или в смешении с углеводородами, при помощи любой технологии, известной в данной области техники, включая, например, один или несколько сепараторов, один или несколько дегидраторов, изменения температуры, давления и времени и тому подобное.
[0066] Как описано выше, несущий флюид для гидроразрыва пласта для использования в настоящем изобретении позволяет уменьшить скорость осаждения частиц проппанта, который диспергирован в нем.
l
[0067] Теоретическая скорость осаждения (v) одной гладкой сферической частицы при заданной равновесной температуре и равновесном давлении в жидкости рассчитывается с использованием следующего эмпирического уравнения (1) Fergusson и Church, опубликованного в «Journal of Sedimental Research» (том 74, № 6, ноябрь 2004 г., стр. 933-937), что соответствует максимальной скорости или конечной скорости или предельной скорости:
l
-1
и, подставив R из уравнения (2) в уравнение (1), получим следующее уравнение, позволяющее рассчитывать скорость осаждения «v », выраженное в м⋅с :
флюида
флюида
флюида
флюида
флюида
-2
-3
-3
Где «ν» представляет собой кинематическую вязкость несущего флюида, выраженную как отношение «η/ ρ», «η » представляет собой динамическую вязкость несущего флюида в Па⋅с, «g» - константа ускорения силы тяжести (9,81 м⋅с ), «d» - диаметр частицы, выраженный в метрах, «ρ» - плотность несущего флюида, выраженная в кг⋅м, а «Δρ» - разность плотности между частицей и несущим флюидом в жидкой фазе, выраженный в кг⋅м.
-3
-3
[0068] В качестве примера расчета скорости осаждения могут быть выбраны частицы кварцевого песка, поскольку кварцевый песок часто используется в качестве проппанта. Плотность частицы кварцевого песка задается как значение плотности кварца, которая составляет 2650 кг⋅м. В качестве примера, гладкая частица с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅мимеет скорость осаждения в несущем флюиде для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению ниже, чем в воде в температурном диапазоне, равном или превышающем 65-75°С. Та же гладкая частица во фторированном углеводороде 1,1,1,2,3,3,3-гептафторпропан (R227ea) имеет более высокую скорость осаждения, чем в воде в температурном диапазоне от 10 до 190°C.
[0069] Критическое давление и критическая температура флюида измеряются следующим образом: принцип измерения зависит от изменения теплоемкости при изменении фазы или состояния при нагревании со скоростью 0,2°C в минуту. Закрытую испытательную ячейку заполняют приблизительно 1 г образца флюида, а затем доводят до теплового равновесия до начала нагрева. Переход определяется тепловым потоком, обмениваемым тестовой ячейкой, содержащей жидкость для образца, с использованием калориметра, что приводит к определению критической температуры, определяемой начальной точкой. Критическая температура графически определяется как температура, соответствующая пересечению наклонов до и после перехода в кривой теплового потока (начальная точка).
[0070] Давление в ячейке непрерывно измеряется во время нагревания испытательной ячейки. Значение давления, достигнутое при температуре, соответствующей критической температуре непосредственно считывается, и, учитывая экспериментальную коррекцию датчика давления под действием температуры на ответ датчика, которая измеряется с помощью калибровки, рассчитывается критическое давление. Для определения критической температуры и критического давления используется калориметр C80, поступающий в продажу от Setaram. Точность критической температуры - 0,5°С и критического давления - 0,4 бар (40 кПа).
[0071] Для измерения плотности жидкости в жидкой фазе используется следующая процедура 1) очищают и сушат сосуд; 2) создают вакуум; 3) взвешивают сосуд; 4) загружают сосуд испытуемой жидкостью; 5) повторно взвешивают указанный сосуд, чтобы получить вес испытуемой жидкости; 6) позволяют температуре уравновешиваться до температуры испытания; 7) записывают объем жидкости; 8) вычисляют плотность.
-3
[0072] Метод расчета плотности жидкости (в кг⋅м  ) приведен ниже с определением переменных:
в которой
tot
liq
vap
liq
vap
V (общий объем сосуда) равен V+V, где V измеренный объем жидкости в сосуде, и V является объемом газа в сосуде,
liq
vap
liq
vap -
m (общая масса флюида добавленного в сосуд) равная m+m, где m - масса жидкости, и m масса газа, и
vap
d - плотность газа при температуре Т.
[0073] Плотность газа рассчитывается с помощью закона идеального газа. Точность температуры составляет 0,2°C. Точность плотности жидкости составляет 0,1%.
[0074] Чтобы получить значение динамической вязкости, измеренная кинематическая вязкость умножается на плотность жидкости. Кинематическая вязкость измеряется с помощью вискозиметров Cannon-Fenske Ostwald. Вискозиметры калибруются при каждой температуре с помощью флюидов с известной вязкостью. Трубка вязкости типа Оствальда состоит из стеклянной трубки в форме U, удерживаемой вертикально в ванне с контролируемой температурой. В одном плече U находится вертикальный разрез точного узкого канала, называемого капилляром. Выше этого расположен шарик, есть еще один шарик, расположенный ниже в другом плече. При использовании жидкость попадает в верхний шарик путем всасывания и затем ей дают возможность стекать вниз через капилляр в нижний шарик. Две метки (один выше и ниже нижнего шарика) обозначают известный объем. Время, необходимое для уровня жидкости для прохождения между этими метками, пропорциональна кинематической вязкости.
[0075] Хотя трубки снабжены коэффициентом пересчета, каждая трубка, используемая в заявленной программе измерений, была откалибрована жидкостью с известными свойствами при каждой температуре. Измеряется время, затрачиваемое на протекание тестируемой жидкости через капилляр с известным диаметром определенного фактора между двумя отмеченными точками. При умножении необходимого времени, на фактор вискозиметра, получается кинематическая вязкость. Вискозиметры были погружены в ванну с постоянной температурой, контролируемой до±0,2°C. Данные вязкости, полученные с использованием этой процедуры, являются точными до±2%.
[0076] Методы расчета и измерения, описанные выше, позволяют оценить вязкость и плотность в зависимости от температуры для несущих флюидов для гидроразрыва пласта существующего уровня техники, а затем, наконец, рассчитать скорость осаждения проппанта в упомянутых несущих флюидах для гидроразрыва пласта существующего уровня техники.
[0077] В таблице 1 ниже показаны некоторые соединения формулы (1), которые могут быть полезны при осуществлении настоящего изобретения: RE-134, RE-236fa1, RE-236ea1, RE-245cb1, RE-338mcf2, RE-245fa1, RE-347mmy1, RE-254cb1, RE-245ca2, RE-235da1 все имеют NBP выше 0°C.
Таблица 1
Соединение
NBP (°C)
TC (°C)
R-227ea
-16
102
RE-125
-42
81
RE-143а
-24
105
RE-134
5,5
147
РЕ-236fa1
6
129
РЕ-236ea1
23
-
РЕ-245cb1
6
134
РЕ-338mcf2
28
148
РЕ-245fa1
29
171
РЕ-347mmy1
29
161
РЕ-254cb1
35
-
РЕ-245ca2
43
189