Усовершенствованная жидкость для гидроразрыва и способ её применения

009529 Область применения изобретения В настоящее время открыты усовершенствованные водные жидкости для гидроразрыва, которые, в частности, полезны в качестве жидкостей для возбуждения скважины в случае подземных пластов с закрытыми трещинами (низкой проницаемостью). Газовые скважины, обрабатываемые такими жидкостями для гидроразрыва, характеризуются быстрой откачкой до получения чистого продукта (cleanup) и повышенной производительностью скважины. Жидкости содержат небольшие, но достаточные для содействия удалению жидкости для гидроразрыва из пласта количества некоторых аминооксидов. Облегчая удаление жидкости из зоны проникновения, сводят к минимуму разрушение поверхностей трещин в пласте. Предпосылки изобретения Различные аминооксиды использовали в качестве поверхностно-активных веществ для создания пен и удаления внедренных жидкостей из стволов скважин согласно патенту США 3303896; их также использовали в качестве стабилизаторов пены согласно патенту США 3317430. Определенные аминооксиды также использовали в сочетании с четвертичными соединениями аммония в качестве пенообразующих агентов и агентов для суспендирования илов. См., например, патент США 4108782 и 4113631. Применение аминооксидных поверхностно-активных веществ при нагнетании в пласт растворов химических реагентов с целью повышения нефтеотдачи описано в тематическом докладе David K.Olsen в NIPER-417 (август 1989) по работе, выполненной для департамента энергетики США на основе совместного соглашения DE-FC22-63FE60149 с национальным институтом исследований в области нефти и энергетики (National Institute for Petroleum and Energy Research). Однако, как известно заявителям,аминооксиды не использовали для улучшения свойств жидкостей для гидроразрыва и для содействия быстрой откачке до получения чистого продукта, или для повышения производительности скважины,возбужденной гидравлическим разрывом. Гидравлический разрыв подземных пород давно известен как эффективное средство стимуляции добычи углеводородных флюидов из ствола скважины. При гидравлическом разрыве пласта жидкость для возбуждения притока в скважину (обычно относящуюся к так называемой жидкости для гидравлического разрыва или гидроразрыва) нагнетают внутрь и через ствол скважины и преодолевая сопротивление поверхности подземного пласта, сквозь который проходит ствол скважины, под давлением по меньшей мере достаточным, чтобы создать трещины в пласте. Обычно вначале нагнетают жидкость подушки (pad fluid), чтобы создать трещину, и затем нагнетают жидкость для гидроразрыва, часто содержащую гранулированный расклинивающий агент, под давлением и с расходом, достаточными для продления трещины от ствола скважины глубже в пласт. Если используют расклинивающий агент, задачей обычно является создание зоны, наполненной расклинивающим агентом, (иначе называемой барьером из расклинивающего агента) от вершины трещины назад к стволу скважины. В любом случае, вызванная гидравлическим путем трещина является более проницаемой, чем сам пласт, и она действует в качестве пути или канала для протекания углеводородных флюидов в пласте в ствол скважины и затем к поверхности, где их собирают. Способы разрыва пласта хорошо известны, и их можно варьировать для удовлетворения требований потребителя, но большинство из них следуют этой основной операции (которая является чрезмерно упрощенной). Жидкости, используемые в качестве жидкостей для гидроразрыва, также изменяли, но многие, если не большинство из них, являются жидкостями на водной основе, которые загущали или делали более вязкими, добавляя природные или синтетические полимеры (сшитые или несшитые). Жидкостьюносителем обычно является вода или рассол (например, разбавленные водные растворы хлорида натрия и/или хлорида калия). Полимером-загустителем обычно является растворимый (или способный к гидратации) полисахарид, такой как галакотманнановая смола, гликоманнановая смола или производное целлюлозы. Примеры таких полимеров включают гуаровую смолу, оксипропилпроизводное гуаровой смолы, карбоксиметилпроизводное гуаровой смолы, карбоксиметилоксиэтилпроизводное гуаровой смолы,оксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, оксипропилцеллюлозу, ксантан, полиакриламиды и другие синтетические полимеры. Среди них гуаровая смола, оксипропилпроизводное гуаровой смолы и карбоксиметилоксиэтилпроизводное гуаровой смолы обычно предпочтительны из-за их доступности в продаже и характеристик стоимости. Во многих примерах, если не в большинстве, полимер-загуститель сшивают подходящим сшивающим агентом. Сшитый полимер имеет даже более высокую вязкость, и он даже более эффективен при переносе расклинивающего наполнителя внутрь трещиноватой породы. В качестве сшивающего агента широко использовали борат-ион, обычно в жидкостях с высоким рН, для гуаровой смолы, производных гуаровой смолы и других галактоманнанов. См., например, патент США 3059909 и ряд других патентов, в которых описан этот классический водный гель в качестве жидкости для гидроразрыва. Другие сшивающие агенты включают, например, сшивающие агенты на основе титана (патент США 3888312), хрома, железа, алюминия и циркония (патент США 3301723). Среди них обычно предпочитают титановые и циркониевые сшивающие агенты. Примеры обычно используемых сшивающих агентов на основе циркония включают комплексы триэтаноламина циркония, ацетилацетонат циркония, лактат цирокния, карбонат циркония и хелаты (chelant) органической альфа-оксикарбоновой кислоты (alphahy-1 009529droxycorboxylic acid) и циркония. Примеры обычно используемых сшивающих агентов на основе титана включают комплексы триэтаноламина титана, ацетилацетонат титана, лактат титана, и хелаты органической альфа-оксикарбоновой кислоты и титана. Дополнительная информация по разрыву пласта находится в описании Janet Gulbis и Richard M.WilleySons, Ltd, Third Edition, 2000 (Издатели Michael J. Economides и Kenneth G. Nolte), которое включено сюда в качестве ссылки. Некоторым жидкостям для гидроразрыва также придавали большую активность путем добавки газа (например, азота или углекислого газа) для создания пены. См., например,новаторскую работу Roland Е. Blauer и Clarence J. Durborow в патенте США 3937283 (Гидравлический разрыв пласта устойчивыми пенами/"Formation Fracturing with Stable Foams"). Реологию традиционных полимерных растворов на водной основе, а также сложных жидкостей, таких как пены, можно,что обычно делают, изменять и усиливать некоторыми добавками для регулирования их характеристик. Добавки, снижающие фильтрацию жидкости, обычно добавляют для снижения потерь жидкостей для гидроразрыва внутри пласта. Проблемы, связанные с потерей жидкостей для гидроразрыва внутри пласта хорошо известны. Например, в 1978 г. Холдитч (Holditch) сообщал: Жидкость, нагнетаемая во время обработки для гидравлического разрыва пласта, просачивается внутрь пласта и понижает относительную проницаемость по газу в области ее проникновения. Вблизи трещины проницаемость по газу снижается до нуля. В дополнение Холдитч сказал: В некоторых случаях нагнетаемая жидкость для гидроразрыва может снижать проницаемость пласта в зоне проникновения. Stephen A. Holditch, SPE 7561 (представлено на 53-ей ежегодной осенней технической конференции и выставке общества инженеров-нефтяников Американского института инженеров горной промышленности, состоявшейся в Хьюстоне, Техас, 1-3 октября 1978 г). Повреждение пласта могло бы быть значительным, что практически означало снижение потока углеводородов, низкую производительность и низкую рентабельность скважины. Не смотря на то, что современный уровень техники значительно усовершенствовался с тех пор, как Холдитч сообщал о проблемах,связанных с просачиванием жидкости для гидроразрыва, остаются те же проблемы. См., например,Vernon G. Constien, George W. Hawkins, R. K. Prud'homme и Reinaldo Navarrete, гл. 8, озаглавленная Характеристики материалов для гидравлического разрыва пласта Performance of Fracturing Materials и другие главы по образованию трещин в пласте и возбуждению притока в скважину в Стимулирование пласта/Reservoir Stimulation, опубликованном John WilleySons, Ltd, Third Edition, 2000 (ИздателиMichael J. Economides и Kenneth G. Nolte), описание которых включено здесь путем ссылки. Эти и другие авторы подчеркивают важность быстрой откачки до получения чистого продукта или быстрой откачки из трещины до получения чистого продукта для оптимизации производительности получения углеводородных флюидов из скважины. Термин быстрая откачка до получения чистого продукта или быстрая откачка из трещины до получения чистого продукта относится к процессу удаления жидкости для гидроразрыва (без расклинивающего наполнителя) из трещин после завершения процессов гидравлического разрыва пласта. В технические приемы для содействия быстрой откачке из трещин до получения чистого продукта часто включают понижение вязкости жидкости для гидроразрыва, настолько, насколько это возможно практически, с тем, чтобы она более легко протекала обратно в сторону ствола скважины. Во многих примерах использовали так называемые разжижители для понижения вязкости жидкости. Разжижителями могут быть энзимы (окислители и катализаторы окислителей), и они могут быть капсулированы для замедления их высвобождения. См., например, патент США 4741401 (Walles et al.),принадлежащий Schlumberger Dowell и включенный здесь путем ссылки. Другой технический прием для реализации быстрой откачки до получения чистого продукта, хотя и с противоположным подходом, обнаружили в патенте США 6283212 (Hinkel и England), который также принадлежит Schlumberger Dowell и включен здесь в качестве ссылки. До сих пор существует потребность в усовершенствовании жидкостей для гидроразрыва, и эту потребность частично удовлетворяет следующее изобретение. Раскрытие изобретения В настоящее время открыты усовершенствованные водные жидкости для гидроразрыва, которые, в частности, полезны в качестве жидкостей для возбуждения скважины в случае подземных пластов с закрытыми трещинами (низкой проницаемостью). Газовые скважины, обрабатываемые такими жидкостями для гидроразрыва, характеризуются быстрой откачкой до получения чистого продукта и повышенной производительностью скважины. Жидкости содержат небольшие, но достаточные для содействия удаления жидкости для гидроразрыва из пластов количества некоторых аминооксидов. Облегчая извлечение жидкости из зоны проникновения, сводят к минимуму разрушение поверхностей трещин в пласте. Аминооксиды соответствуют формуле где R1 является алифатической группой, имеющей от 6 до приблизительно 20 атомов углерода, и где каждый из R2 и R3 независимо является алкилом, имеющим от 1 до приблизительно 4 атомов углерода. Предпочтительны аминооксиды, в которых R1 является алкильной группой, и особо предпочтительны такие аминооксиды, в которых R1 является алкильной группой, имеющей от 8 до 12 атомов углерода (в частности, где R1 является линейной алкильной группой), и каждый из R2 и R3 является метильной или этильной группами. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлена зависимость проницаемости по газу от длины цепи. На этом чертеже показан график зависимости степени восстановления проницаемости от длины цепи алифатических групп,R1, некоторых аминооксидов. Подробное описание изобретения Аминооксиды, используемые в настоящем изобретении, являются известными соединениями, и многие из них имеются в продаже. Их можно получать различными методами, один из которых состоит во взаимодействии третичного амина (соответствующего формуле R1R2R3N, где R1, R2 и R3 определены выше) с пероксидом в подходящей водной реакционной среде. Продукты, образованные таким образом,являются водными жидкостями, содержащими аминооксиды в количестве до 30 мас.%. Водные растворы аминооксидов являются простой и предпочтительной формой продукта в этом изобретении, потому что их легко закачивать или другим способом дозировать в жидкость для гидроразрыва или смешивать с другими компонентами жидкости для гидроразрыва. Примеры аминооксидов по формуле I, приведенной выше, включают, но не ограничиваются этим,такие аминооксиды, в которых R1 является алкильной группой с прямой цепью от 8 до 20 атомов углерода (например, октил, нонил, децил, додецил, тетрадецил, октадецил, и т.п.) или алкенильной группой с прямой цепью от 8 до 20 атомов углерода (например, олеил, эруцил, и т. п.), и каждый из R2 и R3 является метильной, этильной, н-бутильной или 2-гидроксиэтильной группой. Наиболее предпочтительными аминооксидами являются н-октилдиметиламин оксид и н-децилдиметиламин оксид. Тогда как все аминооксиды по формуле I можно было бы разумно классифицировать как поверхностно-активные вещества, многие из них известны как пенообразующие агенты, но предпочтительные аминооксиды для применения в настоящем изобретении (например, н-октилдиметиламин оксид и н-децилдиметиламин оксид), в частности, не являются эффективными пенообразующими агентами. Например, предпочтительные аминооксиды имеют время полураспада пены менее одной (1) мин, при испытании в 2% водном растворе хлорида калия (2% KCl), 3% растворе соляной кислоты, 0,2% водном растворе хлорида тетраметиламмония или рассоле API (Американского нефтяного института). Время полураспада пены определяют с помощью испытаний, которые установлены в патенте США 4108782, кол. 5 и 6, под названием Испытание на объем исходной пены и Испытание на время полураспада пены, описание которого включено здесь в качестве ссылки. Таким образом, предпочтительные аминооксиды не способствуют образованию эмульсий (пены являются разновидностью эмульсии) в присутствии жидкостей для гидроразрыва, и они обеспечивают желаемое изменение (т. е. увеличение) краевого угла смачивания. Аминооксиды добавляют к жидкостям для гидроразрыва в небольших, но достаточных количествах для содействия быстрой откачке до получения чистого продукта. Обычно их добавляют в виде водных растворов в количествах от приблизительно 0,01 до приблизительно 1 мас.% аминооксида, исходя из массового соотношения (г/г) и предпочтительно от приблизительно 0,006 до 0,024 мас.%. Аминооксиды можно добавлять к жидкости для гидроразрыва по ходу обработки, т.е. по мере того как ее нагнетают в ствол скважины, или аминооксиды можно добавлять в так называемые цистерны с ингредиентами для приготовления жидкости для гидроразрыва, в которых держат воду для приготовления жидкости для гидроразрыва. Порядок добавления аминооксида к жидкости для гидроразрыва не является определяющим. Аминооксиды, по-видимому, являются совместимыми в основном со всеми ингредиентами жидкости для гидроразрыва, насколько об этом известно изобретателям. Они совместимы с кислотами (такими как соляная кислота), и, следовательно, их можно использовать в работах по так называемому кислотному гидравлическому разрыву пласта, когда в качестве жидкости для гидроразрыва используют водную кислоту (обычно в присутствии ингибиторов кислоты). Аминооксиды также совместимы с основаниями, и их можно использовать в жидкостях для гидроразрыва, имеющих щелочное рН, что является распространенным для жидкостей для гидроразрыва, содержащих гуаровую смолу или производные гуаровой смолы (например, оксипропилпроизводное гуаровой смолы (ОПГ), карбоксиметилпроизводное гуаровой смолы, карбоксиметил-оксипропилпроизводное гуаровой смолы (КМОПГ) в качестве загустителей; эти жидкости могут быть сшиты боратами или циркониевыми или титановыми сшивающими агентами, также как и другие разновидности). Обычно жидкости для гидроразрыва имеют рН в интерва-3 009529 ле приблизительно от 4 до 12, и в таких жидкостях можно использовать аминооксиды. Жидкости для гидроразрыва со щелочным рН обычно бывают более термически стабильными и таким образом, в целом являются предпочтительными для использования при гидравлическом разрыве пластов с низкой проницаемостью. Жидкости для гидроразрыва по настоящему изобретению могут также содержать другие добавки, обычно имеющиеся в жидкостях для гидроразрыва. Например, расклинивающие агенты, другие добавки для снижения их фильтрации, антиэмульгаторы (non-emulsifiers), разжижающие системы, стабилизаторы пласта, бактерициды и т.п. Жидкости для гидроразрыва по настоящему изобретению используют в соответствии с известными операциями по разрыву подземных пластов. См., например, операции по гидравлическому разрыву пласта, установленные в руководстве Стимулирование пласта (Reservoir Stimulation), цитируемом выше. Примеры изобретения Следующие примеры будут дополнительно иллюстрировать изобретение Примеры 1-9. Различные аминооксиды и одно коммерческое фторуглеродное поверхностно-активное вещество(указываемое как F75N, не являющееся примером изобретения) испытывали в некоторых жидкостях при исследовании фильтрации на кернах, используя операции, приведенные ниже. Каждый аминооксид соответствовал формуле 1 где каждый из R2 и R3 является метилом, a R1 является н-октилом, н-децилом, н-додецилом, нтетрадецилом, н-гексадецилом, олеилом или эруцилом (две последние группы являются алкенильными группами с 18 и 22 углеродными атомами, соответственно). Данные представлены на фиг. 1, где белые кружки относятся к восстановлению фильтрации потока рассола, и черные квадраты относятся к восстановлению фильтрации азота. Подробные операции по исследованию фильтрации на кернах представлены ниже. Данные показывают, что аминооксиды обеспечивают степень восстановления, которая изменяется в зависимости от длины цепи алифатической группы R1 в аминооксиде. Удивительно, что те аминооксиды, в которых алифатическая группа R1 имеет от 8 до 10 атомов углерода, проявляют лучшие характеристики (например, более высокую степень восстановления), чем коммерческое поверхностноактивное вещество F75N, одна из лучших добавок в технологии содействия быстрой откачке до получения чистого продукта. Данные на фиг. 1 также показывают, что можно изменять скорость откачки до получения чистого продукта или восстановление проницаемости путем выбора аминооксида с различной длиной цепи для алифатической группы R1. Это обеспечивает пользователя средствами изменения темпа,при котором достигают быстрой откачки до получения чистого продукта и вырабатывают скважину. Например, если желательно достигнуть высокого темпа быстрой откачки до получения чистого продукта и производительности, пользователь выбирал бы аминооксид с меньшим числом атомов углерода в R1 (например, н-октил или н-децил). Если пользователь хочет иметь низкий темп быстрой откачки до получения чистого продукта (например, чтобы предотвратить образование протоков и возможное неполное возвращение жидкости для гидроразрыва), тогда он мог бы выбирать аминооксид с большим числом атомов углерода в R1 (например, н-гексадецил, н-октадецил или олеил). Ожидают, что смеси таких аминооксидов можно также было бы использовать для достижения любого конкретного желаемого результата по быстрой откачке до получения чистого продукта. Способность изменять темп отбора и достигать предсказуемых и регулируемых способов быстрой откачки жидкостей для стимулирования пласта до получения чистого продукта, чтобы улучшить проницаемость по газу после обработки, является полезным инструментом в арсенале инженера. Аминооксиды экологически более безопасны, чем коммерческое фторуглеродное поверхностно-активное вещество (F75N), и эффективны по затратам. Также было отмечено,что аминооксиды, в которых R1 имеет большее число атомов углерода (например, или 18, или более) были как вязкоупругими, так и поверхностно-активными. Это сочетание поверхностной активности и вязкоупругости делает эти аминооксиды эффективными для обработки скважин, когда понижение трения и оптимальная быстрая откачка до получения чистого продукта являются особенно желательными. Передовая промышленность обеспечивает такие жидкости для гидроразрыва (например, водные вязкоупругие жидкости, которые не содержат гуаровой смолы или любых производных гуаровой смолы) под обозначением вода с добавкой небольшого количества несшитого полимера ("slickwater"). Исследование фильтрации на кернах для оценки аминооксидов Фильтрация рассола: 1. Предварительно пропитать (pre-perm) сухие керны азотом для выравнивания (match) кернов. 2. Насытить керны деионизированной водой с 2% NaCl.-4 009529 3. Определить исходную проницаемость по 2% NaCl при фильтрации в прямом направлении для итогового количества 25 поровых объемов. 4. Прокачать раствор поверхностно-активного вещества в обратном направлении для итогового количества пять (5) поровых объемов. 5. Определить восстановленную проницаемость по 2% NaCl в прямом направлении для итогового количества 25 поровых объемов. 6. Определить отношение восстановленной проницаемости по 2% NaCl к исходной проницаемости по 2% NaCl. Фильтрация керосина: 1. Предварительно пропитать сухие керны азотом для выравнивания кернов. 2. Насытить керны деионизированной водой с 2% NaCl. 3. Определить исходную проницаемость по 2% NaCl при фильтрации в прямом направлении для итогового количества 25 поровых объемов. 4. Прокачать раствор поверхностно-активного вещества в обратном направлении для итогового количества пять (5) поровых объемов. 5. Определить восстановленную проницаемость по керосину в прямом направлении для итогового количества 25 поровых объемов. 6. Определить отношение восстановленной проницаемости по керосину к исходной проницаемости по 2% NaCl. Фильтрация азота: 1. Предварительно пропитать (pre-perm) сухие керны азотом для выравнивания кернов. 2. Пропитать керны деионизированной водой с 2% NaCl. 3. Определить исходную проницаемость по 2% NaCl при фильтрации в прямом направлении для итога в 25 поровых объемов. 4. Прокачать раствор поверхностно-активного вещества в обратном направлении для итогового количества пять (5) поровых объемов. 5. Определить восстановленную проницаемость по азоту в прямом направлении при 0,7 МПа (100 фунтов на кв.дюйм) для итогового времени, эквивалентного 25 поровым объемам рассола при 1,0 мл/мин(+/-140 мин). 6. Определить отношение восстановленной проницаемости по азоту к исходной проницаемости по 2% NaCl. Расчеты порового объема: Предположение: Пористость составляет 15% Уравнение для объема:PV = CV(пористость)/100 где PV является поровым объемом в см 3,CV является объемом керна в см 3,D является диаметром керна в см иL является длиной керна в см. Приведенное выше уравнение при допущенной пористости 15% дает поровый объем 1,93 см 3 на 2,54 см (один дюйм) длины керна. Для простоты поровый объем будет округлен до 2 см 3 на 2,54 см (один дюйм) длины керна. Пример 10. Газовую скважину бурят внутрь пласта Lobo 6 в западном Техасе до глубины приблизительно 2865,12 м (9400 футов). Продуктивная зона находится в песчанике с низкой проницаемостью. Температура в забое скважины составляет приблизительно 115,5 С (240F) и давление в продуктивном пласте составляет приблизительно 30,7 МПа (4450 фунтов на кв. дюйм). Скважину традиционно цементируют и перфорируют, используя 4 шпура на 0,305 м (1 фут) интервала. Скважину разрывают разбавленной соляной кислоты и закупоривают (balled out). Очевидно, что все отверстия принимают флюид. Затем скважину стимулируют путем гидравлического разрыва, нагнетая последовательно, со скоростью нагнетания 4451,7 (28 баррелей) в минуту (БВМ), жидкость подушки, жидкость для гидроразрыва с расклинивающим агентом, и промывают струей жидкости согласно схеме нагнетания, приведенной ниже в табл. 1.- расклинивающим агентом является коммерческий расклинивающий песок, покрытый смолой. Жидкость А является водным полимерным раствором производного гуаровой смолы (КМОПГ при 18,144 кг (40 фунтов) полимера на 3785,00 л (1000 галлонов) жидкости для гидроразрыва), содержащим цирконатный сшивающий агент, высокотемпературный стабилизатор геля, стабилизатор глин и агенты для буферизации рН. Жидкость В является водным полимерным раствором производного гуаровой смолы (КМОПГ при 13,608 кг (30 фунтов) полимера на 3785,00 л (1000 галлонов) жидкости для гидроразрыва), содержащим цирконатный сшивающий агент, высокотемпературный стабилизатор геля, стабилизатор глин и разжижитель огеленного полимера. Жидкости А и В дополнительно включают добавку ндецил-N,N-диметиламинооксида так, что каждая модифицированная жидкость содержит аминооксид в концентрации 0,1 мас.%. В большинстве случаев это соответствует добавлению поверхностно-активного вещества в соотношении от 3,785 до 7,571 л на 3 785 л (от 1 до 2 галлонов на тысячу галлонов) или 0,10,2 об.%. На стадии 1 жидкость А нагнетают в качестве жидкости подушки для разрыва пласта. На стадиях 2-8 к модифицированным жидкостям для гидроразрыва А и В добавляют расклинивающий агент по ходу обработки, по мере нагнетания жидкости, и линейно повышают его концентрацию от исходной 0,907 кг (2,0 фунта) добавляемого расклинивающего агента (ДРА) на стадии 2 до 3,629 кг(8,0 фунтов) ДРА на стадии 8. На стадии 9 жидкость С, коммерческую жидкость для гидроразрыва на основе КМОПГ, при 15,876 кг (35 фунтов) полимера на 3785 л (1000 галлонов) жидкости для гидроразрыва, использовали как струю жидкости для замещения и выталкивания жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, из трубопровода и внутрь пласта. Аминооксид по изобретению обычно не нужен на этой стадии замещения/промывки струей. После промывки струей работу заканчивают и скважину запирают. Работу по закачке проводят до завершения без происшествий. Получают раскрепленную трещину,имеющую полудлину (Xf) приблизительно 249,94 м (820 футов) со средней проводимостью (Kfw) приблизительно 1275 мД фут (md.ft). Затем скважину запирают на несколько часов и затем осуществляют отбор из скважины. Откачка до получения чистого продукта в значительной степени убыстряется (на 20-25% или выше) по сравнению с предшествующими работами, выполняемыми на соседних скважинах с использованием сравнимых па-6 009529 раметров отбора (давление и размер фонтанного штуцера). Добыча газа из скважины также существенно возрастает по сравнению с предыдущими соседними скважинами. Аналогичные результаты получают при использовании жидкостей для гидроразрыва и операций,изложенных в приведенном выше примере 10, за исключением того, что полимер КМОПГ был сшит титанатным сшивающим агентом. Аналогичные результаты также получают при использовании жидкостей для гидроразрыва и операций, изложенных в приведенном выше примере 10, за исключением того, что в качестве загустителя используют гуаровую смолу вместо КМОПГ. Аналогичные результаты также получают при использовании жидкостей для гидроразрыва и операций, изложенных в приведенном выше примере 10, за исключением того, что в качестве загустителя используют гуаровую смолу вместо КМОПГ и вместо цирконатного сшивающего агента используют титанатный сшивающий агент. Аналогичные результаты также получают при использовании жидкостей для гидроразрыва и операций, изложенных в приведенном выше примере 10, за исключением того, что в качестве загустителя используют гуаровую смолу вместо КМОПГ и вместо цирконатного сшивающего агента используют боратный сшивающий агент. Эти жидкости имеют щелочное рН. Краевой угол смачивания Как отмечено ранее, некоторые предпочтительные аминооксиды в присутствии пластовых флюидов обеспечивают желаемое увеличение краевого угла смачивания. Краевые углы смачивания измеряли согласно способу, состоящему в набивке тонко измельченных твердых веществ в трубку и затем измерении скорости, с которой жидкость проникает в блок. Когда водная жидкость вступит в контакт с блоком из тонко измельченных твердых веществ, она начинает двигаться внутри блока фронтально. Полагая, что блок состоит из большого количества капилляров, можно вывести выражение для описания скорости, с которой жидкость движется внутри блока. Согласно Rosen в Поверхностно активные вещества и межфазные явления ("Surfactants and Interfacial Phenomena", Second Edition, John Wiley andSons, 1989, p. 247), расстояние I, которое жидкость с вязкостьюпреодолевает за время t равно следующему выражению: где r является средним размером капилляров пустот внутри порошка и k является постоянной величиной, относящейся к извилистости. Очевидно тогда, что величина kr зависит от упаковки твердых веществ. Величину kr измеряют путем пропускания жидкости с известным поверхностным натяжением через блок; подходящим выбором является вода. Краевой угол смачивания жидкости с известным поверхностным натяжением также известен или его принимают равным 0, что является хорошим допущением в случае, когда испытываемой жидкостью является вода и блок состоит из песка, глины и кварцевой муки. В способе полагают, что ни флокуляция, ни растворение, ни рассевание не изменяют упаковки частиц. Мы также полагаем, что угол смачивания заготовки, 1, равен 0. В способе дополнительно полагают, что концентрация поверхностно-активного вещества никогда не падает ниже критической мицеллярной концентрации за счет адсорбции поверхностно-активного вещества. Наконец, так как некоторые аминооксиды могут увеличивать вязкость испытываемого раствора, мы должны принимать во внимание любые различия в вязкости. Так, мы будем полагать, что 2 представляет собой вязкость испытываемого раствора. Если мы далее используем относительные данные для длины впитывающей колонны, то l1 = 1. Мы также знаем, что поверхностное натяжение воды без поверхностно-активного вещества, 1 = 72 дин/см, что приводит к следующей формуле для поверхностного угла смачивания (в радианах): В следующей таблице соотнесены данные впитывания с краевым углом смачивания.X DMAO обозначает аминооксид согласно формуле 1, где R1 является X, а R2 и R3 являются метилами. Когда X=Cn, то X является линейной алкильной цепью из n углеродов Особенно примечательно, что некоторые из испытываемых поверхностно-активных веществ по изобретению образуют краевой угол смачивания значительно больше, чем краевой угол смачивания поверхностно-активного вещества F75N известного уровня техники, в частности, образуют краевой угол смачивания больше, чем 60 и в некоторых случаях больше, чем 80, и фактически приближающийся к 90. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Жидкость для гидроразрыва на водной основе, отличающаяся добавкой от 0,006 до приблизительно 0,1 мас.% аминооксида, соответствующего формуле где R1 является разветвленной или линейной алкильной или алкенильной группой, имеющей от 6 до приблизительно 20 атомов углерода, предпочтительно линейной алкильной группой, имеющей от 8 до 12 атомов углерода, и где каждый из R2 и R3 независимо является алкилом, имеющим от 1 до приблизительно 4 атомов углерода, предпочтительно каждый из них является метилом, чтобы облегчить удаление фильтрата жидкости для гидроразрыва из пласта. 2. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, сквозь который проходит ствол скважины,включающий нагнетание жидкости для гидроразрыва на водной основе по п.1, возможно содержащей расклинивающий агент, внутрь и через указанный ствол скважины под давлением, достаточным для разрыва указанного подземного пласта, чтобы таким образом создать непрерывную проводящую зону от вершины трещины назад к стволу скважины. 3. Способ гидравлического разрыва по п.2, в котором аминооксид присутствует, по меньшей мере, в начальных порциях жидкости для гидроразрыва, которую нагнетают внутрь скважины (жидкость подушки). 4. Способ гидравлического разрыва по п.2, в котором аминооксид добавляют к жидкости для гидроразрыва, по существу, непрерывно на всем протяжении обработки по гидравлическому разрыву. 5. Способ гидравлического разрыва по любому из пп.2-4, в котором указанный аминооксид добавляют в количествах от 0,006 до приблизительно 0,024 мас.%. 6. Водная жидкость для гидроразрыва, причем указанная жидкость включает водную жидкостьноситель, содержащую загущающее количество растворимого полисахарида и от 0,006 до приблизительно 1 мас.% количество аминооксида, соответствующего формуле где R 1 является алифатической группой, имеющей от 6 до приблизительно 20 атомов углерода, и где каждый из R2 и R 3 независимо является алкилом, имеющим от 1 до приблизительно 4 атомов углерода. 7. Жидкость для гидроразрыва по п.6, в которой указанный растворимый полисахарид представляет собой галактоманнановую смолу, предпочтительно гуаровую смолу или производное гуаровой смолы,гликоманнановую смолу или производное целлюлозы. 8. Жидкость для гидроразрыва по п.7, в которой указанный растворимый полисахарид сшит боратным, или циркониевым, или титановым сшивающим агентом. 9. Жидкость для гидроразрыва на водной основе, отличающаяся добавкой небольшого, но достаточного для содействия быстрой откачке фильтрата до получения чистого продукта и повышения проницаемости пласта количества аминооксида, причем указанный аминооксид соответствует формуле-8 009529 где R1 является алифатической группой, имеющей от 6 до приблизительно 20 атомов углерода, и где каждый из R2 и R3 независимо является алкилом, имеющим от 1 до приблизительно 4 атомов углерода, для получения краевого угла смачивания выше 60.