ВОДНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПРИДАНИЯ ЛИПКОСТИ И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
TACKIFICATION AQUEOUS LIQUIDS AND METHODS OF USING SAID LIQUIDS

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к водным жидкостям для придания липкости и их применению для стабилизации частиц в расклиненных трещинах.
Скважины для добычи углеводородов часто интенсифицируют путем гидравлического разрыва пласта.
При гидравлическом разрыве пласта вязкую жидкость для гидроразрыва закачивают в продуктивную зону при такой скорости и давлении, что подземный пласт разрушается, и в зоне образуются одна или более трещин. Твердые частицы, такие как фракционированный песок, которые часто называют "проппантом", суспендируют в части жидкости для гидроразрыва и затем осаждают в трещинах, где жидкость для гидроразрыва разжижается, и затем ее возвращают на поверхность. Эти частицы служат, в числе прочего, для предотвращения полного закрывания трещин, в результате чего образуются проводящие каналы, через которые могут поступать добываемые углеводороды.
Для предотвращения последующего выноса проппанта и других частиц добываемыми флюидами, часть проппанта, вводимого в трещины, может быть покрыта отверждающейся смолой, что может облегчить консолидацию частиц проппанта в трещине.
Обычно покрытый смолой проппант осаждают в трещине после того, как в ней уже было осаждено большое количество проппанта без покрытия. Частично закрытые трещины оказывают давление на покрытые смолой частицы проппанта, в результате чего вызывается контакт частиц друг с другом, в то время как смола усиливает тесный контакт между индивидуальными частицами проппанта. Действие давления и смолы приводит к консолидации частиц проппанта в твердую, проницаемую массу, прочную при сжатии и растяжении, которая служит для предотвращения выноса неконсолидированного проппанта и пластового песка из трещин добываемыми флюидами, повреждения эксплуатационного оборудования и/или снижения потенциальной производительности скважины.
В сочетании со смолами или вместо смол некоторая часть или весь проппант может быть покрыт реагентом, придающим липкость, для регулирования движения частиц продуктивной толщи через набивку расклинивающим агентом. Реагенты, придающие липкость, по своей природе остаются липкими или сохраняют адгезионное свойство даже после помещения в пласт. Таким образом, в тот момент, когда частицы продуктивной толщи пытаются пройти через проппантовую набивку вместе с пластовыми флюидами, они могут захватываться агентом, придающим липкость, тем самым предотвращая их выход с добываемыми флюидами.
Применение таких реагентов, придающих липкость, показало особую полезность при добыче углеводородов и воды, особенно в пластах метана угольных месторождений. Однако традиционные агенты, придающие липкость, требуют применения неводных жидкостей-носителей или углеводородов, которые неудовлетворительно себя проявляют в определенных поверхностных наземных, водных или морских окружающих средах. Кроме того, традиционные реагенты часто не могут обеспечить высокоэластичную связь проппант-проппант, что желательно в определенных подземных пластах. Традиционным реагентам, придающим липкость, также часто недостает способности регулировать момент начала "появления липкости" (то есть реагент, придающий липкость, не может быть помещен в качестве жидкости, не обладающей липкостью, которая может затем быть активирована в состояние липкости). Поэтому проппанту обычно необходимо придавать свойство липкости до его помещения в трещину, что ограничивает возможность устранения недостатков и/или придания свойства липкости проппанту, который уже был помещен в трещину. Кроме того, традиционные агенты, придающие липкость, имеют тенденцию затвердевать с течением времени при действии на них окислительных сред.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к водным жидкостям для придания липкости и их применению для стабилизации частиц в расклиненных трещинах.
Несколько вариантов осуществления настоящего изобретения предлагают способы создания проппантовой набивки в подземном пласте, включающие введение водной рабочей жидкости, содержащей частицы проппанта, в котором, по меньшей мере, часть частиц проппанта являются, по меньшей мере, частично покрытым водным соединением, придающим липкость, в подземный пласт; и активацию водного соединения, придающего липкость, с тем, чтобы образовать проппантовую набивку.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы стабилизации проппантовой набивки, включающие введение водного соединения, придающего липкость, по меньшей мере, в часть существующей проппантовой набивки; и активацию водного соединения, придающего липкость, с тем, чтобы образовать проппантовую набивку.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы регулирования выноса частиц проппанта из проппантовой набивки, включающие введение водной жидкости-носителя, содержащей частицы проппанта, в которой, по меньшей мере, часть частиц проппанта покрыта, по меньшей мере, частично водным соединением, придающим липкость, в подземную трещину с тем, чтобы образовать проппантовую набивку; и активацию водного соединения, придающего липкость.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предлагают вспомогательные жидкости, содержащие частицы проппанта и водную жидкость, в которой, по меньшей мере, часть частиц проппанта покрыта, по меньшей мере, частично водным соединением, придающим липкость.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предлагают частицы проппанта, покрытые водным соединением, придающим липкость.
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут легко поняты специалистами в этой области при ознакомлении с описанием и предпочтительными вариантами осуществления изобретения, которые следуют далее.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к жидкостям для придания липкости на водной основе и их применению для стабилизации частиц в расклиненных трещинах.
Водные соединения, придающие липкость, настоящего изобретения.
В соответствие с настоящим изобретением водные соединения, придающие липкость, могут быть нанесены на частицу (такую как частица проппанта), вводимую в часть подземной трещины, включающей неконсолидированные частицы. Применяемый в настоящем изобретении термин "липкий" во всех его формах обычно относится к веществу, имеющему такую природу, что оно является (или может становиться в результате активации) до некоторой степени липким на ощупь. Применяемый здесь термин "неконсолидированные" относится к ситуации, при которой частицы являются слабо связанными вместе, несвязанными или настолько слабо связанными, что способны перемещаться с флюидами, двигающимися через часть подземного пласта. Например, частицы проппанта, которые недостаточно связаны вместе с помощью смолы и которые могут перемещаться с флюидами внутри пласта, могут рассматриваться как неконсолидированные.
Соответствующие водные соединения, придающие липкость, способны образовывать, по меньшей мере, частичное покрытие на поверхности частицы (такой как проппант). Обычно соответствующие водные соединения, придающие липкость, не являются значительно липкими, когда их помещают на частицу, но они способны "активироваться" (то есть дестабилизироваться, коалесцировать и/или реагировать) с превращением соединения в липкое, придающее липкость соединению в нужный момент. Такая активация может происходить до, во время или после того как водное соединение, придающее липкость, вводят в подземный пласт. В некоторых вариантах осуществления, перед нанесением водного раствора соединения, придающего липкость, поверхность частицы сначала может быть подвергнута предварительной обработке.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения описан способ применения водных соединений, придающих липкость, как для регулирования неконсолидированных частиц, существующих в подземном пласте, так и для стабилизации областей границы раздела в подземном пласте с тем, чтобы препятствовать высвобождению или образованию частиц (таких как мелкодисперсные) из границы раздела. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения водное соединение, придающее липкость, подвергнутое активации, позволяет стабилизировать частицы посредством усиленной формы флокуляции. При нормальной флокуляции липкие частицы агрегируются вместе, однако, усиленная флокуляция, вызываемая повышающими вязкость водными соединениями настоящего изобретения, также позволяет флоккулированным, липким частицам сцепляться с поверхностями, которыми они входят в контакт друг с другом (например, поверхностью стенки коллектора или другой частицы). Так как частицы являются липкими и сохраняют липкость, оказалось, что флоккулированные частицы, отрываясь от поверхности, с которой они были сцеплены, способны прикрепляться к другой поверхности. Это дополнительно понижает вероятность перемещения липких частиц с пластовыми флюидами и ухудшения эксплуатации скважины.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы восстановления подземных трещин без необходимости повторных разломов или повторного введения частиц проппанта, которые могли быть уже осаждены в трещине. В вариантах осуществления настоящего изобретения к понятию "восстановительные операции" (то есть операции, при которых проппантовая набивка уже находится на месте, и нежелательный вынос уже начал происходить, и необходимо восстановление или операции, при которых пласт начал уже раскалываться и нестабильная поверхность пласта требует восстановления) могут особенно хорошо подходить придающие липкость водные соединения настоящего изобретения, отчасти благодаря тому факту, что они могут быть введены внутрь восстанавливаемой области в виде нелипкого вещества и затем активированы для проявления липких свойств. Придающее липкость водное соединение настоящего изобретения может быть особенно хорошо подходить для таких восстановительных операций, отчасти благодаря тому факту, что оно может быть введено внутрь области проппантовой набивки в виде нелипкого или адсорбирующего вещества и затем активировано для проявления липких свойств, имея целью, таким образом, поверхность частиц, пока не присутствующих в поровых пространствах.
Придающие липкость водные соединения настоящего изобретения обычно являются заряженными полимерами, которые включают соединения, образующие в водном растворителе или растворе неотверждающееся покрытие (сами по себе или с помощью активатора) и, при нанесении на частицу, увеличивает скорость непрерывного критического ресуспендирования частицы при контакте с потоком воды (далее описано в примере 7). Водное соединение, придающее липкость, усиливает тесный контакт между индивидуальными частицами внутри пласта (будь то частицы проппанта, частицы продуктивной толщи или другие частицы), способствуя консолидации частиц в когезионную, эластичную и проницаемую массу.
Примеры водных соединений, придающих липкость, подходящих для применения в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, полимеры акриловой кислоты, полимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, эфиры гомополимеров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)), эфиры сополимеров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гомополимеры метакриловой кислоты, гомополимеры эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексиметакрилат)), полимеры акриламидометилпропан сульфоната, полимеры производных акриламидометилпропан сульфоната, сополимеры акриламидометилпропансульфоната, и сополимеры акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната и их комбинации.
Несмотря на то, что существует много возможных способов для определения соответствующего водного реагента, придающего липкость, одним практическим способом для выбора соответствующего полимера является следующий: берут тестируемый полимер в концентрированной форме (то есть около 20-50% концентрации) и добавляют к нему активатор. Если в результате опыта видно, что смесь коагулирует с образованием твердой или полутвердой массы, то тогда полимер подходит в качестве придающего липкость водного реагента по настоящему изобретению. Если видно, что смесь не коагулирует с образованием твердой или полутвердой массы, тогда следует выбрать другой активатор и повторить испытание. Специалист в этой области, зная, что требуется коагуляция, сможет выбрать возможные активаторы. Например, при испытании полимера на основе акрилата в качестве пригодного для водного реагента, придающего липкость, возможным активатором является смесь, содержащая 50 об.% уксусного ангидрида и 50 об.% ледяной уксусной кислоты. Выбор водных соединений, придающих липкость, может зависеть, в числе прочего, от условий, существующих в скважине (например, минерализации, температуры и/или pH). Зависимость между этими и другими условиями, существующими в скважине, не будет одинаковой для всех подходящих водных соединений, придающих липкость. Например, высокая минерализация может ускорять активацию для одних водных соединений, придающих липкость, но замедлять активацию для других. Специалист в этой области сможет определить влияние конкретных условий, существующих в скважине, на выбор водных соединений, придающих липкость. Например, при применении полимера полиакрилата высокая минерализация и/или предельные pH (или выше 9, или ниже 5) обычно ускоряют активацию.
Как было описано выше, соответствующие водные соединения, придающие липкость, обычно являются заряженными полимерам, они предпочтительно прикрепляются к поверхностям, имеющим противоположный заряд. Например, водное соединение, придающее липкость, имеющее отрицательный заряд будет предпочтительно прикрепляться к поверхности, имеющей значение дзета-потенциала от положительного до нейтрального и/или гидрофобную поверхность. Аналогично, на основе аналогичной химии, положительно заряженные водные соединения, придающие липкость, будут предпочтительно прикрепляться к поверхности со значениями дзета-потенциала от отрицательного до нейтрального и/или к гидрофильной поверхности. В частности, варианты осуществления, когда подвергаемая обработке поверхность (пласта или частицы) испытывает недостаток адекватно воспринимающей поверхности (то есть подвергаемая обработке поверхность испытывает недостаток в заряде, практически противоположном заряду выбранного водного соединения, придающего липкость), может быть использована жидкость для предварительной обработки для того, чтобы сделать поверхность более восприимчивой к водному соединению, придающему липкость. Например, можно использовать для предварительной обработки катионный полимер для обработки поверхности с отрицательным дзета-потенциалом или обрабатывать поверхность с положительным дзета-потенциалом путем использования анионной предварительной обработки. Для специалиста в этой области понятно, что амфотерные и цвиттер-ионные жидкости для предварительной обработки могут также быть использованы, если условия, которым они подвергаются во время использования, являются такими, что они проявляют требуемый заряд. Подходящие жидкости для предварительной обработки включают заряженные жидкости, содержащие заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию. Для специалиста в этой области очевидно, что с точки зрения преимущества этого изобретения применение предварительной обработки является необязательным и зависит, по меньшей мере, частично от различия зарядов или их недостатка между выбранным водным соединением, придающим липкость, и подвергаемой обработке поверхностью.
Как уже указывалось выше, водное соединение, придающее липкость, является исходно нелипким и становится липким при контакте с активатором. Обычно активатором является органическая кислота (или ангидрид органической кислоты, который способен гидролизоваться в воде с образованием органической кислоты), неорганическая кислота, неорганическая соль (такая как рассол), заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинация, и любое вещество, которое способно делать водное соединение, придающее липкость, нерастворимым в водном растворе может быть использовано в качестве активатора в соответствии с рекомендациями настоящего изобретения. Выбор активатора может меняться в зависимости, в числе прочего, от состава водного соединения, придающего липкость. Примером одного активатора, подходящего для применения в настоящем изобретении, является смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид. Другие кислоты, соли кислот, ангидриды и их смеси могут быть также применимы. Опять, это подобно коагуляции. Например, многие латексы природных каучуков коагулируют с уксусной или муравьиной кислотой в технологическом процессе. Соответствующие соли включают, но этим не ограничивая, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смесь. В другом примере варианта осуществления настоящего изобретения концентрация солей или других активирующих соединений, присутствующих в пластовой воде, сама по себе может быть достаточна для активации водного соединения, придающего липкость. В таком варианте осуществления нет необходимости добавлять внешний активатор. Обычно активатор применяют в количестве от 0,1% до 40% от массы объема жидкости, однако, в некоторых случаях, таких как рассолы, активатор может быть в избытке от жидкости для обработки и водного соединения, придающего липкость. Однако любое соединение, которое вызывает активацию водного соединения, придающего липкость (например, делающим водное соединение, придающее липкость, нерастворимым), может быть применено в рамках идей настоящего изобретения, независимо от концентрации активатора, необходимой для инициирования активации водного соединения, придающего липкость.
Семейство соответствующих активаторов практически такое же, как семейство соответствующих жидкостей для предварительной обработки; различие заключается, по меньшей мере, частично в применяемом количестве и времени их применения. Например, когда один и тот же химический реагент или химические реагенты применяются в качестве жидкости для предварительной обработки и в качестве активатора, жидкость для предварительной обработки может составлять только от 0,1% до 5% объема суммарно используемого количества. Для специалиста в этой области понятно, что жидкость для предварительной обработки используется прежде всего для подготовки поверхности для акцептирования водного соединения, придающего липкость, и обычно она не будет использоваться в количестве, достаточном для последующей активации водного соединения, придающего липкость. Кроме того, в определенных вариантах осуществления активатор может быть вообще не нужен. Например, подвергаемая обработке часть подземного пласта может содержать достаточный уровень солей в пластовых флюидах, которые при введении водного соединения, придающего липкость, в пласт и его контакте с существующими флюидами вызовут требуемую активацию.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения водные соединения, придающие липкость, применяют для покрытия частиц проппанта. Соответствующие частицы проппанта являются обычно такого размера, что предотвращается выход из подземной зоны частиц продуктивной толщи, которые могут перемещаться с добываемыми флюидами. Могут быть применены любые подходящие частицы проппанта, включая природный фракционированный песок или скорлупу орехов, или созданные материалы, такие как боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, полимерные гранулы, композиционные частицы и другие подобные материалы. Обычно частицы проппанта имеют размер от 4 до 400 mesh, U.S. Sieve Series. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения частицами проппанта является фракционированный песок, имеющий размер частиц в интервале от 10 до 70 mesh, U.S. Sieve Series. Следует понимать, что используемый в этом описании термин "частица" включает все известные формы материалов, включая практически сферические материалы, волокнистые материалы, полигональные материалы (такие как материалы кубической формы) и их смеси. Кроме того, для увеличения проводимости получающейся проппантовой набивки, в числе прочего, в проппант часто включают волокнистые материалы, которые могут или не могут применяться для выдерживания давления закрывающейся трещины, и обработку гравием.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения частицы проппанта могут быть, по меньшей мере, частично покрыты отверждающейся смолой. В конкретных вариантах осуществления этот покрытый смолой проппант ("RCP") может включать проппант, на который уже было нанесено покрытие промышленным производителем. Подходящие коммерчески доступные RCP материалы включают, но этим не ограничивая, песок, покрытый предварительно отвержденнной смолой, песок, покрытый способной к отверждению смолой, керамика, покрытая способной к отверждению смолой, песок, керамика или бокситы, покрытые одинарным слоем, двойным слоем или несколькими слоями смолы. Некоторыми примерами являются "XRT™ CERAMAX P", "CERAMAX I", "CERAMAX P", "ACFRAC BLACK", "ACFRAC CR", "ACFRAC SBC", "ACFRAC SC" и "ACFRAC LTC", поставляемые фирмой Borden Chemical, Columbus, Ohio. Некоторыми примерами являются "HYPERPROP G2", "DYNAPROP G2", "MAGNAPROP G2", "OPTIPROP G2", "SUPER HS", "SUPER DC", "SUPER LC" и "SUPER HT", поставляемые фирмой Santrol, Fresno, Texas.
Подходящие композиции отверждающихся смол включают те смолы, которые способны образовывать отвержденные, уплотненные массы. Соответствующие смолы включают, но этим не ограничивая, двухкомпонентные смолы на основе эпоксидов, новолачные смолы, полиэпоксидные смолы, фенолальдегидные смолы, мочевиноальдегидные смолы, уретановые смолы, фенольные смолы, смолы фурана с фурфуриловым спиртом, смолы фенола с латексами, фенолформальдегидные смолы, полиэфирные смолы и их гибриды и сополимеры, полиуретановые смолы и их гибриды и сополимеры, акрилатные смолы и их смеси. Упомянутыми выше двухкомпонентными модификациями могут быть некоторые соответствующие смолы, такие как эпоксидные смолы, и может быть использован внешний катализатор или активатор. Другие соответствующие смолы, такие как фурановые смолы, обычно требуют катализатор замедленного действия или внешний катализатор для облегчения активации полимеризации смол, если температура отверждения является низкой (то есть меньше, чем 250°F), но они будут отверждаться под действием времени и температуры, если температура пласта выше 250°F, предпочтительно - выше 300°F. На выбор соответствующего материала для смоляного покрытия может влиять температура подземного пласта, в который будет вводиться жидкость. Например, для подземных пластов, имеющих статическую температуру на забое скважины ("BHST") от 60°F до 250°F, могут быть предпочтительными двухкомпонентные смолы на основе эпоксидов, содержащие компонент отверждающейся смолы и компонент отверждающего реагента, содержащий особые отверждающие реагенты. Для подземных пластов, имеющих BHST от 300°F до 600°F, может быть предпочтительна смола на основе фурана. Для подземных пластов, имеющих BHST от 200°F до 400°F, могут применяться или смола на основе фенола, или однокомпонентная смола HT на основе эпоксида. Для подземных пластов, имеющих BHST, по меньшей мере, около 175°F может также применяться смола на основе фенола/фенолформальдегида/фурфурилового спирта. Для специалиста в этой области не составляет труда для достижения преимуществ изобретения выбрать соответствующую смолу для использования в вариантах осуществления настоящего изобретения и для определения необходимости применения катализатора для инициирования отверждения.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения частицы проппанта могут быть предварительно покрыты водными соединениями, придающими липкость. В других вариантах осуществления настоящего изобретения проппант может быть покрыт водными соединениями, придающие липкость, по ходу процесса в противоположность предварительному покрытию.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения описаны способы разрыва подземного пласта с использованием частиц проппанта, в которых частицы проппанта покрыты, по меньшей мере, частично водным соединением, придающим липкость. В таких вариантах осуществления частицы проппанта обычно доставляют в часть подземного пласта, сначала готовя из них суспензию в рабочей жидкости (такой как жидкость для гидроразрыва пласта).
Соответствующими рабочими жидкостями настоящего изобретения могут быть водные жидкости, эмульсии, пены или любая другая известная форма подземных жидкостей, известных в технике. В некоторых вариантах осуществления рабочие жидкости настоящего изобретения содержат пресную воду. В некоторых вариантах осуществления водные растворы солей могут также быть использованы в качестве рабочей жидкости при условии, что концентрация соли в жидкости не действует отрицательно на активацию и/или дестабилизацию водного соединения, придающего липкость. Водные гели, пены, неразбавленный азот, диоксид углерода, эмульсии и другие подходящие жидкости для гидроразрыва пласта (сшитые или несшитые) могут также быть использованы в соответствии с настоящим изобретением. Водные гели обычно состоят из воды и одного или более гелеобразующих агентов. Эмульсии могут состоять из двух несмешивающихся жидкостей, таких как водная гелеобразная жидкость и сжиженный, обычно газообразный флюид, такой как азот или диоксид углерода. В примерах осуществления настоящего изобретения рабочими жидкостями являются водные гели, состоящие из воды, гелеобразующего агента для превращения воды в гель и повышения ее вязкости, и необязательно сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного повышения вязкости жидкости. Повышенная вязкость загущенной или загущенной и сшитой вспомогательной жидкости, в числе прочего, уменьшает потери жидкости и может позволить рабочей жидкости транспортировать значительные количества суспендированных частиц проппанта. Вода, применяемая для образования рабочей жидкости, может быть свежей водой, соленой водой, рассолом или любой другой водной жидкостью, которая не воздействует отрицательно на другие компоненты. В результате применения водной вспомогательной жидкости, воздействие на окружающую среду подземных обработок в соответствии с настоящим изобретением может быть минимизировано или уменьшено, особенно когда рабочую жидкость сбрасывают в поверхность земной, водной или морской среды, или жидкость регулируется законом США U.S. EPA Safe Drinking Water Act (Section 1425, 42 U. S.C. 3000h-4 (a), 1422 (b), U. S.C. 300h-1(b).
В вариантах осуществления настоящего изобретения, включающих применение рабочей жидкости (такой как сшитый гель), активатор может быть не нужен (как в ситуации, при которой подземная жидкость или рабочая жидкость сама по себе в своей основе содержит соответствующие активирующие соединения), активатор может быть включен в саму рабочую жидкость, активатор может быть помещен в жидкость для предварительной промывки, которую вводят в пласт до рабочей жидкости, активатор может быть включен в жидкость для последующей промывки, которую вводят в пласт после рабочей жидкости, или может быть использована подходящая комбинации введения одного или более активаторов. Как было описано выше, активатор обычно присутствует в количестве от 0,1% до 40% от суммарного объема жидкости; однако, в случае рассолов или жидкостей для гидроразрыва пласта, он может быть в большом избытке. В других вариантах осуществления активатор присутствует в количестве от 0,2% до 25% от суммарного объема жидкости. В других вариантах осуществления активатор присутствует в количестве от 0,5% до 10% от суммарного объема жидкости. Следует понимать, что любое соединение, которое будет вызывать активацию водного соединения, придающего липкость (например, заставляя водное соединение, придающее липкость, коагулировать и становится вязким), может быть использовано в идеях настоящего изобретения, независимо от концентрации активатора, необходимого для инициирования активации водного соединения, придающего липкость.
Несмотря на то, что активация водного соединения, придающего липкость, может происходить до, во время или после помещения проппанта в подземный пласт, в конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения водное соединение, придающее липкость, активируется после помещения проппанта как средство обработки существующей проппантовой набивки. Это особенно полезно в ситуациях, когда может быть нежелательно вводить водное соединение, придающее липкость, в его липкой форме, таких как при операции восстановления. Таким образом, водное соединение, придающее липкость, может быть активировано с образованием высоколипкого соединения или соединения, придающего липкость, которое специфично или избирательно сцепляется с требуемыми поверхностями проппанта, имеющими или природное, или индуцированное сродство к соединению, придающему липкость.
Таким образом, водное соединение, придающее липкость, может быть подвергнуто активации любое количество раз при обработке с целью гидравлического разрыва пласта. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения активатор может быть смешан с жидкостью-носителем приблизительно одновременно с водным соединением, придающим липкость. Таким образом, водное соединение, придающее липкость, при введении в подземный пласт уже является активированным или, по меньшей мере, находится в процессе активации. В другом варианте осуществления настоящего изобретения активатор может быть введен в подземный пласт через некоторое время после того, как уже было введено в пласт водное соединение, придающее липкость (например, водное соединение, придающее липкость, может присутствовать в подземном пласте в течение некоторого времени до его активации).
Таким образом, водное соединение, придающее липкость, обеспечивает способность восстанавливать повышенную липкость трещины при разрушении пород или частиц проппанта, или мелкодисперсных материалов, нуждающихся в повторной консолидации. Для специалиста в этой области понятно, что решение, готовить ли заранее смесь активатора и водного соединения, придающего липкость, зависит, по меньшей мере, частично от выбранного активатора. Например, солевой активатор может активировать водное соединение, придающее липкость, более быстро, чем активатор в виде заряженного поверхностно-активного вещества.
Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры предпочтительных вариантов осуществления. Ни коим образом не следует воспринимать следующие примеры в качестве ограничения или определения объема изобретения.
ПРИМЕРЫ
Пример 1
Базовый гель, включающий сшитую боратом жидкость для гидроразрыва пласта, содержащий 35 фунтов сухого гуарового полимера на 1000 галлонов, получали смешением 1 литра воды, содержащей 20 грамм соли KCl, 4,2 грамм сухого гуарового полимера и 0,2 мл смеси уксусная кислота/ацетат аммония (используемая как буфер pH для понижения pH смеси до 6,5), для осуществления гидратации гуара при смешении в смесители в течение приблизительно 10 минут. Вслед за стадией гидратации добавляли 2,5 мл карбоната калия (используемого как буфер pH) для повышения pH конечного базового геля до 10,2.
Песок марки Brady sand (20/40 mesh) обрабатывали 1 мл поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония на 250 грамм песка Brady sand и затем всухую покрывали 3 массовыми процентами покрытия 40% раствором полимера эфира полиакрилата.
250 грамм покрытого песка 20/40 Brady sand затем помещали в чистый лабораторный химический стакан объемом 1 литр и добавляли 300 мл раствора базового геля, и стакан помещали в 140°F водяную баню с верхней мешалкой. При смешении 0,32 мл боратного сшивателя добавляли к суспензии базовый гель/проппант в течение 2 минут для инициирования сшивания.
Достигалось стабильное сшивание, и оно сравнивалось с контрольным испытанием, использующим проппант без обработки по изобретению. Обе жидкости оставались стабильными, указывая на то, что раствор по изобретению не оказывает отрицательных воздействий на стабильность жидкости, то есть он не проявляет отрицательных воздействий, таких как неспособность к сшиванию или преждевременное разрушение.
При разрушении сшитого геля с помощью HCl покрытый песок разделяли и тестировали, и было обнаружено, что он проявляет требуемое свойство липкости и улучшенный показатель при испытании в Т-образной трубке (смотрите ниже). Кроме того, было обнаружено, что покрытый песок требует дополнительного активатора для достижения желаемых свойств покрытия благодаря, по меньшей мере, тому факту, что гелеобразная система для разрыва пласта содержала активаторы, такие как KCl и также имела благоприятное pH активации для полимеров на основе акриловой кислоты.
Пример 2
Песок из реки Бразос (США) с размером частиц меньше, чем 100 mesh использовали для моделирования пластового песка. Этот материал упаковывали внутри конического тефлонового штуцера с внутренним диаметром 1 дюйм и длиной 5 дюймов. Слои около 0,5 дюйма толщиной песка из реки Оттава (Канада) 20/40 mesh упаковывали ниже и выше слоя песка из реки Бразос. Столбик песка затем насыщали 3% рассолом KCl и промывали этим рассолом при скорости 5 мл/мин для нескольких объемов порового пространства для определения исходной проницаемости песчаной пробки. Столб, содержащий песок реки Бразос, затем обрабатывали 2 поровыми объемами состава для обработки приствольной зоны (4% по объему 40% раствора полимера эфира полиакрилата, 0,5% активатора, 0,1% катионного поверхностно-активного вещества, 0,1% амфотерного поверхностно-активного вещества, остальное - вода). Затем использовали рассол KCl (3%) для избыточной промывки песчаной набивки 5 поровыми объемами. Обработанный столбик песка затем помещали в термошкаф для отверждения при 175°F в течение 20 часов.
После периода отверждения пропускали поток из противоположного направления через столб обработанного песка, используя рассол 3% KCl. Скорость потока поддерживали на уровне 5 мл/мин для определения сохранившейся проницаемости песочной набивки по сравнению с ее исходной проницаемостью. Было сохранено более чем 95% проницаемости обработанной песчаной набивки и не было признака образования мелкодисперсного материала в вытекающем потоке, собираемом при 5 мл/мин потоке KCl, используемом для определения восстановленной проницаемости.
Результаты этого примера подтверждают, что жидкость для обработки приствольной зоны была способна стабилизировать пластовый песок без особого ухудшения проницаемости песчаной набивки.
Пример 3
Аналогичное приготовление образцов и методика испытания, описанные в примере 2, были повторены в этом примере, за исключением того, что использовали различные концентрации жидкости для обработки. Песок реки Бразос использовали для моделирования частиц продуктивной толщи. Этот материал упаковывали внутри конического тефлонового штуцера с внутренним диаметром 1 дюйм и длиной 5 дюймов. Слои около 0,5 дюйма толщиной песка из реки Оттава 20/40 mesh упаковывали ниже и выше слоя песка из реки Бразос. Столбик песка затем насыщали 3% рассолом KCl и промывали этим рассолом при скорости 5 мл/мин для нескольких объемов порового пространства для определения исходной проницаемости песчаной набивки. Затем добавляли два поровых объема жидкости для обработки приствольной зоны (2% по объему 40% раствора полимера эфира полиакрилата, 0,5% активатора, 0,1% катионного поверхностно-активного вещества, 0,1% амфотерного поверхностно-активного вещества, остальное - вода). Затем использовали рассол KCl (3%) для избыточной промывки песчаной набивки 5 поровыми объемами.
Обработанный столбик песка затем помещали в термошкаф для отверждения при 175°F в течение 20 часов. После периода отверждения пропускали поток из противоположного направления через столбик обработанного песка, используя рассол 3% KCl. Скорость потока поддерживали на уровне 5 мл/мин для определения сохранившейся проницаемости песочной набивки по сравнению с ее исходной проницаемостью.
Сохранялось более чем 97% проницаемости обработанной песчаной набивки. Кроме того, не было признака образования мелкодисперсного материала в вытекающих потоках, которые собирали за время потока при восстановленной проницаемости.
Пример 4
Песок реки Бразос использовали в качестве модели пластового песка. Материал упаковывали в две латунные ячейки с внутренним диаметром 1,5 дюйма и располагали в промежутках между песчаными набивками песка 70/170 mesh.
Столбик песка промывали 3 поровыми объемами рассола 3% KCl, затем 2 поровыми объемами состава для обработки приствольной зоны (5% по объему 40% раствора полимера эфира полиакрилата, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, остальное - вода) и промывали в избытке 3 поровыми объемами рассола 3% KCl.
Для моделирования отверждения нисходящей буровой скважины одну ячейку затем помещали в термошкаф при 175°F в течение 20 часов и одну помещали в термошкаф при 325°F в течение 20 часов. После периода отверждения обработанный песок извлекали из ячейки и исследовали на структуру, форму и пластичность. Обработанный песок реки Бразос представлял собой твердую структуру, которая принимала форму ячейки. Несмотря на наличие незначительной силы консолидации, обычно наблюдаемой для консолидированной породы, крупинки обработанного песка реки Бразос склеиваются вместе с образованием стабильной структуры.
Пример 5
Песок реки Бразос использовали в качестве модели пластового песка. Материал упаковывали в две латунные ячейки с внутренним диаметром 1,5 дюйма и располагали в промежутках между песчаными набивками песка 70/170 mesh. Столбик песка промывали 3 поровыми объемами рассола 3% KCl, затем 2 поровыми объемами состава для обработки приствольной зоны (5% по объему 40% раствора полимера эфира полиакрилата, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, остальное - вода) и не применяли промывку в избытке.
Для моделирования отверждения нисходящей буровой скважины один обработанный столбик затем помещали в термошкаф при 175°F в течение 20 часов и один помещали в термошкаф при 325°F в течение 20 часов. После периода отверждения обработанный песок извлекали из ячейки и исследовали на структуру, форму и пластичность. Обработанный песок реки Бразос представлял собой твердую структуру, которая принимала форму ячейки. Несмотря на наличие незначительной силы консолидации, обычно наблюдаемой для консолидированной породы, крупинки обработанного песка реки Бразос склеиваются вместе с образованием стабильной структуры.
Пример 6
Мелкодисперсные частицы песка реки Бразос с номером сита 200 mesh и более мелкие использовали для моделирования мелких частиц продуктивной толщи. Материал упаковывали внутрь прозрачной, для облегчения наблюдения, акриловой проточной ячейки с внутренним диаметром 1 дюйм. Песок реки Оттава с номером сита 20/40 mesh упаковывали ниже и выше этих слоев мелких частиц продуктивной толщи. Столбик песка затем насыщали 3% рассолом KCl и промывали 5 объемами этого рассола, затем 2 поровыми объемами жидкости для обработки приствольной зоны (2% по объему 40% раствора полимера эфира полиакрилата, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, остальное - вода) и затем избыточно промывали 2 поровыми объемами рассола 3% KCl.
Обработанный столбик песка затем помещали в термошкаф для отверждения при 140°F в течение 20 часов.
После периода отверждения пропускали поток из противоположного направления через столб обработанного песка, используя рассол 3% KCl. Скорость потока устанавливали сначала 10 мл/мин и затем повышали с определенным шагом до 80 мл/мин. Вытекающие потоки собирали для того, чтобы подтвердить, что наблюдалось в ячейке во время потока. Все результаты указывали, что в обработанном столбике была возможность полного регулирования перемещения мелкодисперсного материала для всех скоростей потока по сравнению с контролем.
Для сравнения использовали в качестве контроля приготовленный идентичный столбик песка, но без концентрационной обработки жидкостью для обработки приствольной зоны. Было обнаружено, что как только устанавливался поток, мелкие частицы немедленно начинали перемещаться внутрь песчаной набивки и составлять часть выходящего потока даже при 10 мл/мин.
Пример 7
Образец 20/40 песка марки Brady Sand обрабатывали (41,25% концентрата полимера эфира полиакрилата, 3,75% поверхностно-активных веществ, 30% воды и 25% активатора) при 2% (объем/масса) от суммарного объема жидкости для обработки приствольной зоны. Этот образец был затем помещен для испытания в T-образной трубке, как описано далее. Оценка жидкости или раствора соединения для использования в качестве соединения, придающего клейкость, может быть осуществлена в результате следующего теста: сначала определяют критическую скорость ресуспендирования для материала, на который наносят соединение, придающее клейкость. Один подходящий прибор для теста включает 1/2" дюймовую Т-образную стеклянную трубку, которая соединена с вводом источника воды и выход линии вывода блокируется для потока жидкости. Водную суспензию частиц засасывают в Т-образную трубку через вход и собирают фильтрацией внутри ее части на фоне экрана. Когда часть Т-образной трубки заполняется, источник вакуума удаляют и используют заглушку для закупорки конца этой части. Канал потока из входа к выходу затем прочищают и насос с регулируемой подачей соединяют со входом, и вводится регулируемый поток воды. Скорость жидкости медленно повышают через вход до тех пор, пока первая частица зернистого материала захватывается текущим водным потоком. Это определяет базис для скорости начального ресуспендирования. Далее скорость потока дополнительно повышают до тех пор, пока перемещение частиц не становится непрерывным. Это определяет базис для скорости непрерывного ресуспендирования. Затем тест может быть прерван и прибор заполнен частицей, имеющей покрытие, соответствующее 0,5 процента активного материала от массы частицы, применяемой для этой цели. Аналогичные тенденции обычно наблюдаются в результатах, когда тестируемые концентрации составляют от 0,1 до 3 процентов, однако, 0,5 процентный уровень, который находится внутри предпочтительного интервала применения, является предпочтительным для стандартизации методики. Тест может быть повторен для определения начальной точки перемещения частицы и скорости, при которой перемещение становится непрерывным. Затем определяют процент увеличения скорости (или уменьшения), исходя из значения базиса начальной или непрерывной скорости ресуспендирования.
Эффективно обработанный проппант будет препятствовать перемещению частиц по сравнению с необработанным проппантом. Тестируемый образец не проявлял признаков перемещения частиц даже тогда, когда в прибор для теста направляли поток при максимальной скорости 2000 мл/мин. Унос необработанного песка марки 20/40 Brady Sand начинался при 154 мл/мин; для обработанного песка наблюдался унос при скоростях потока более чем в 13 раз выше, чем для необработанного песка.
Пример 8
Образец песка марки 20/40 Brady Sand обрабатывали (40% концентрата полимера акрилата, 5% поверхностно-активных веществ, 10% активатора, остальное - вода) при 2% (объем/масса) от суммарного объема жидкости для обработки приствольной зоны. Этот образец показал 13% улучшения проницаемости проппанта по сравнению с необработанным песком 20/40 Brady Sand. Было также обнаружено, что обработанный проппант проявляет требуемое свойство адгезии при индивидуальных зернах проппанта, адгезионно и эластично связанных вместе.
Пример 9
Один метод определения является ли полимер подходящим для применения в качестве водного реагента, придающего липкость. Приготовить смесь, состоящую из 50 об.% уксусного ангидрида и 50 об.% ледяной уксусной кислоты. Поместить 10 мл тестируемого полимера в стеклянную бутыль объемом 60 мл. Затем добавить 40 мл деионизированной воды и вручную взболтать для перемешивания. Затем добавить 15 мл смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид (или другого активатора). Интенсивно взболтать бутыль в течение 30 секунд. Подходящий полимер будет образовывать твердую или полутвердую массу. Повторите отбор среди других известных активаторов, таких как смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид, другие кислоты, соли кислот, ангидриды, заряженные полимеры, заряженные поверхностно-активные вещества, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси.
Пример 10
Осуществляли обработку пласта метана угольных месторождений, проявляющего относительно низкую индивидуальную производительность скважины. Предполагалось, что производительность скважины была, по меньшей мере, частично уменьшена за счет угольной мелочи, блокирующей приток газа к стволу скважины. Скважины были предварительно подвергнуты действию гидравлического разрыва в нескольких пластах угля. Две скважины обрабатывали раствором, содержащим уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, полимер эфира полиакрилата в качестве водного соединения, придающего липкость, энзим и окислитель в воде.
Производительность первой скважины по метану менялась от 43 MCFD (тысяч кубических футов в день) до обработки и до около 75 MCFD после обработки. Аналогично производительность второй скважины по метану менялась от 80 MCFD до обработки и до 105 MCFD после обработки. Кроме того, наблюдения этих обработанных скважин показывают, что добываемая вода не содержит тонкодисперсных частиц по сравнению с состоянием скважин до обработки, тем самым поддерживая гипотезу, что была достигнута эффективная стабилизация частиц пласта.
Пример 11
Из сухого измельченного угля с помощью ступки и пестика получали 50 мл суспензии измельченных частиц угля (Subitmunious A) и помещали в бутыль, содержащую свежую воду, и суспендировали. Суспензию уголь/вода затем обрабатывали 10 мл раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и полимер эфира полиакрилата в качестве водного соединения, придающего липкость.
После обработки наблюдалась исходная флокуляция частиц угля в течение периода 12 часов, после чего частицы угля были визуально зафиксированы как агломерированная масса, которая была способна к разрушению и к повторному формированию при взбалтывании. Водная фаза является прозрачной без видимых тонкодисперсных частиц, остающихся в растворе. Этот пример визуально иллюстрировал описанный процесс стабилизации угольной мелочи и ее удаление из водного раствора.
Пример 12
Твердый образец угля в виде квадрата со стороной приблизительно 2 см, квадрат помещали в бутыль объемом 60 мл, содержащую воду. Бутыль затем помещали в ультрасоникатор на 10 минут. Результатом было наблюдаемое количество частиц угля, которые отслаивались от поверхности более крупного куска. В другой бутыли практически идентичный образец угля обрабатывали раствором, содержащим уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и полимер эфира полиакрилата в качестве водного соединения, придающего липкость, и затем помещали в воду, и затем помещали в ультрасоникатор на 10 минут. Визуальное наблюдение обработанного образца угля показало почти полное отсутствие угольной мелочи, отслаивающейся от поверхности угля, который был предварительно обработан.
Пример 13
Осуществляли обработку слабо консолидированного газообразующего подвергнутого разрыву пласта. Предполагалось, что производительность скважины была, по меньшей мере, частично уменьшена за счет угольной мелочи, блокирующей приток газа к стволу скважины. Скважины были предварительно подвергнуты гидравлическому разрыву. Скважину обрабатывали водным соединением, придающим липкость, содержащим эфир полиакрилата, уксусный ангидрид/уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество на основе четвертичного аммония, амфотерное поверхностно-активное вещество, энзим и окислитель в воде. Производительность скважины менялась от 30 MCFD до 200 MCFD, показывая, что проблемы с мелкими частицами были практически решены.
Пример 14
Образец песка марки 20/40 Brady Sand массой 100 грамм обрабатывали (2% концентрат катионного полимера полиакриламида, 94% воды и активатора 4% уксусный ангидрид/уксусная кислота) 100 мл катионной жидкости, придающей липкость. После обработки песок Brady Sand проявлял требуемые характеристики по липкости.
Пример 15
Образец активированной угольной мелочи массой 1 грамм обрабатывали (2% концентрат катионного полимера полиакриламида, 1% анионного поверхностно-активного вещества, 93% воды и активатора 4% уксусный ангидрид/уксусная кислота) 100 мл катионной жидкости, придающей липкость. Мелкие частицы консолидировались в липкую массу в течение 5 минут.
Пример 16
Образец активированной угольной мелочи массой 1 грамм обрабатывали (2% концентрат катионного полимера полиакриламида, 1% анионного поверхностно-активного вещества, 1% амфотерного поверхностно-активного вещества, 92% воды и активатора 4% уксусный ангидрид/уксусная кислота) 100 мл катионной жидкости, придающей липкость. Мелкие частицы консолидировались в липкую массу в течение 5 минут.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, также как тех, которые являются присущими изобретению. Несмотря на то, что специалистами в этой области могут быть сделаны многочисленные изменения, такие изменения подпадают под сущность этого изобретения, определяемую прилагаемой формулой изобретения.