Способ селективного растворения пластов песчаника
Формула / Реферат
1. Способ кислотного гидроразрыва и дифференциального размыва подземного пласта, содержащего песчаник, пробуренного стволом скважины, включающий
образование суспензии жидкости-носителя, содержащей от 0,1 до 30% агента для модификации поверхности по крайней мере одного гидролизуемого кремнийорганического соединения, фосфонатного соединения или их комбинации;
введение суспензии в ствол скважины под давлением на уровне или выше давления гидроразрыва пласта;
введение материала, растворяющего песчаник, не содержащего агента модификации поверхности, в ствол скважины после введения суспензии, при этом агент модификации поверхности, содержащийся в суспензии, заключен внутри капсулы из инкапсулирующего вещества.
2. Способ по п.1, в котором инкапсулирующее вещество представляет собой по крайней мере один компонент из мягкого пластика, воска, природного или синтетического каучука, латекса, вермикулита, полиакриламида, фенолформальдегидного полимера, найлона, крахмала, металлов бензойной кислоты, нафталина, природных или синтетических полимеров, природного или синтетического масла.
3. Способ по п.1 или 2, в котором материал, растворяющий песчаник, представляет собой дифторид аммония.
4. Способ по п.1 или 2, в котором материал, растворяющий песчаник, содержит жидкость на основе кислоты и источник фтороводорода.
5. Способ по п.4, в котором жидкость на основе кислоты включает соляную, азотную, йодисто-водородную, бромисто-водородную, серную, сульфаминовую, фосфорную, муравьиную, уксусную кислоты, галогенированные производные уксусной кислоты, лимонную, пропионовую, винную, молочную, гликолевую, аминополикарбоновые, сульфаминовую, яблочную, малеиновую, метилсульфаминовую, хлоруксусную, 3-гидроксипропионовую, полиаминополикарбоновую кислоты, бисульфаты и их комбинации.
6. Способ по п.4, в котором источник фтороводорода выбирают из фторида аммония, дифторида аммония, плавиковой кислоты, фтороборной кислоты, гексафторфосфорной кислоты, дифторфосфорной кислоты, фторсульфоновой кислоты, поливинилфторида аммония, фторида поливинилпиридиния, фторида пиридиния, фторида имидазолия, тетрафторбората натрия, тетрафторбората аммония, солей гексафторантимонатов, политетрафторэтиленовых полимеров и их комбинаций.
7. Способ по п.2, в котором инкапсулированный агент для модификации поверхности имеет размер частиц от около 0,1 до около 2 мм.
8. Способ по п.1 или 2, в котором кремнийорганическое соединение представляет собой по крайней мере один из органосилана, амина органосилана или сложного эфира органосилана.
9. Способ по п.1 или 2, в котором кремнийорганическое соединение имеет структуру, представленную формулой Si(OR)3(R'NH2), где каждый из R и R' представляет собой органические группы, которые могут быть одинаковыми или различными.
10. Способ по п.1 или 2, в котором фосфонатное соединение представляет собой по крайней мере одно из: фосфоновой кислоты, или соли, или сложного эфира фосфоновой кислоты.
11. Способ по п.1 или 2, в котором фосфонатное соединение имеет структуру, представленную формулой

где каждую из групп R1, R2 и R3 выбирают из водорода, алкила, арила, фосфоната, фосфата, ацила, амина, гидроксильной или карбоксильной группы;
R4 и R5 выбирают из водорода, натрия, калия, аммониевого или органического радикала.
12. Способ по п.1 или 2, в котором за введением материала, растворяющего песчаник, следует увеличение добычи жидкостей из ствола скважины.
13. Способ обработки подземного пласта, содержащего песчаник, пробуренного стволом скважины, включающий
образование суспензии водной жидкости-носителя, содержащей инкапсулированный агент для модификации поверхности по крайней мере одного гидролизуемого кремнийорганического соединения или фосфонатного соединения, заключенного в капсулу из инкапсулирующего вещества;
введение суспензии в ствол скважины, поддерживая давление выше давления гидроразрыва;
закрытие указанной скважины с поддерживанием в ней давления на уровне или выше давления гидроразрыва в течение по меньшей мере 1 ч для того, чтобы дать инкапсулированному агенту для модификации поверхности возможность адсорбироваться на некоторых частях поверхностей разлома, создавая защищенные и незащищенные области поверхностей разлома; и затем
введение материала, растворяющего песчаник, в ствол скважины.

Текст
СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО РАСТВОРЕНИЯ ПЛАСТОВ ПЕСЧАНИКА В способе обработки подземного пласта, содержащего песчаник, пробуренного стволом скважины,образуется суспензия жидкости-носителя, содержащая агент для модификации поверхности по крайней мере одного гидролизуемого кремнийорганического соединения, фосфонатного соединения или их комбинации. Данную суспензию вводят в ствол скважины под давлением на уровне или выше давления гидроразрыва пласта. Вещество, растворяющее песчаник, вводят в ствол скважины одновременно или после введения суспензии. Агент для модификации поверхности может быть заключен в капсулу из герметизирующего вещества. Также обеспечивается композиция для применения в обработке подземных пластов, содержащих песчаник. Данная композиция включает водную жидкость-носитель, содержащую инкапсулированный агент для модификации поверхности по крайней мере одного из гидролизуемого кремнийорганического соединения и фосфонатного соединения, которое заключено в капсулу из герметизирующего вещества. 016973 Уровень техники Данное изобретение относится к интенсификации скважин, пронизывающих подземные пласты. Конкретнее, оно относится к кислотному гидроразрыву; наиболее конкретно, оно относится к способам дифференциального размыва поверхностей разлома пластов песчаника таким образом, что такой размыв обеспечивает проводящий канал от конца разлома до ствола скважины. Утверждения в данном разделе просто предоставляют общие сведения, относящиеся к настоящему раскрытию, и могут не представлять собой известный уровень техники. Существует несколько способов обработки пласта для интенсификации притока с целью увеличения добычи из коллекторов углеводородов, таких как интенсификация гидроразрыва пласта. Гидравлические разрывы пласта проппантом заключаются во введении в скважину жидкости с определенной скоростью и под определенным давлением с целью гидроразрыва пласта резервуара и укрепления поверхности разлома при помощи расклинивающего агента, который не дает разлому сомкнуться,. Данный способ применяют как в случае карбонатных пластов, так и в случае пластов песчаника. Кислотный гидроразрыв представляет собой альтернативу разрыва пласта при помощи проппанта и широко применяется при обработке карбонатных пластов с такими же целями создания длинных, открытых, проводящих каналов от ствола скважины, распространяющихся глубоко в пласт. Различие между двумя этими способами гидроразрыва пласта заключается в том, каким образом создается и поддерживается проводимость разлома. При обработке разлома кислотой не применяют проппант с целью сохранить разлом открытым, но такая обработка основывается на неравномерном размыве поверхностей разлома пластов кислотой, что приводит к образованию проводящих каналов. Пока такой кислотный гидроразрыв применяют исключительно для обработки карбонатных пластов. Обработка карбонатных пластов кислотой оправдана в силу подходящей кинетики растворения карбоната кислотой. Для обработки карбонатных пластов можно применять множество различных кислот. Оказывается, что размыв карбонатных поверхностей такого пласта является неравномерным из-за неоднородностей состава пласта, которые приводят к неравномерной реакции с породой. Это может приводить к несоответствиям противоположных поверхностей разлома, которые не сходятся при сбрасывании давления гидроразрыва, таким образом, что образуются "перемычки", которые поддерживают стенку разлома после прекращения подачи давления, и обеспечивает проводящие каналы или линии тока жидкости в пласте для облегчения добычи жидкостей из пласта к стволу скважины. В отличие от карбонатных пластов пласты песчаника подвергаются растворению лишь плавиковой кислотой. Лимитируемая скоростью реакции кинетика растворения песчаника плавиковой кислотой приводит к равномерному размыву поверхностей пласта песчаника таким образом, что ни перемычки, ни каналы в данном пласте не образуются после завершения гидроразрыва. Таким образом, существует необходимость в способе применения методик кислотного гидроразрыва в пластах песчаника с образованием проводящих разломов. Сущность изобретения Данное изобретение относится к способу обработки подземного пласта, содержащего песчаник,пробуренного стволом скважины. В одном конкретном варианте осуществления образуется суспензия жидкости-носителя, содержащая агент для модификации поверхности по крайней мере одного из гидролизуемого кремнийорганического соединения, фосфонатного соединения или их комбинации. Кремнийорганическим соединением может быть органосилан, амин органосилана и/или сложный эфир органосилана. Фосфонатным соединением может быть фосфоновая кислота или соль или сложный эфир фосфоновой кислоты. Данную суспензию вводят в ствол скважины под давлением гидроразрыва пласта или выше него. Материал, растворяющий песчаник, вводят в ствол скважины вместе с суспензией или после ее введения. В еще одном конкретном варианте осуществления агент для модификации поверхности может представлять собой инкапсулированный агент для модификации поверхности, который заключен внутри капсулы из инкапсулирующего вещества. Также обеспечивается композиция для применения при обработке подземных пластов, содержащих песчаник. Данная композиция включает жидкий водный носитель, содержащий инкапсулированный агент для модификации поверхности по крайней мере одного из гидролизуемого кремнийорганического соединения или фосфонатного соединения, которое заключено внутри капсулы из инкапсулирующего вещества. Краткое описание чертежей Для наиболее полного понимания настоящего изобретения и его преимуществ в данном документе дана ссылка на следующие описания, связанные с сопроводительной фигурой, на которой показана поверхность керна песчаника Береа, где одна половина поверхности керна перед размывом была обработана агентом для модификации поверхности.-1 016973 Подробное описание Данное описание и примеры представлены исключительно с целью иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления данного изобретения и не должны быть интерпретированы как ограничение объема и применимости данного изобретения. Несмотря на то что в контексте данного документа описываются композиции настоящего изобретения, которые содержат конкретные вещества, следует понимать, что данная композиция необязательно может включать два или более отличающихся по химическому составу веществ. Кроме того, данная композиция может также содержать некоторые компоненты, помимо тех компонентов, которые были упомянуты ранее. В сущности данного изобретения и его подробном описании каждое численное значение следует понимать с поправкой "около" (если специально уже не приведено в таком виде) и далее понимать также, если в контексте не оговорено иное. Также в сущности данного изобретения и его подробном описании следует понимать, что под диапазоном концентрации, отмеченным или описанным в качестве применимого и подходящего или т.п., подразумевается, что любую или каждую концентрацию в данном диапазоне, в том числе и крайние значения, следует считать точно установленной. Например, следует понимать, что "диапазон от 1 до 10" определяет каждое и любое возможное число в диапазоне между около 1 и около 10. Таким образом, даже если конкретные экспериментальные значения в данном диапазоне точно установлены или даже не установлены или они лишь частично определены, следует понимать, что заявители принимают во внимание и понимают, что любое или все значения в данном диапазоне нужно считать точно определенными, и что заявители располагают полным диапазоном и всеми значениями в этом диапазоне. Из-за очень медленного кинетического растворения поверхностей песчаника плавиковой кислотой(HF) на поверхностях разлома пластов песчаника, обработанных раствором HF один раз, не образуется неравномерной картины размыва. В результате этого в отсутствие веществ-проппантов ничего не мешает закрытию разлома, как только сбрасывают давление, при попытках осуществить кислотный гидроразрыв подобных пластов. Пласты песчаника обычно состоят из кварца и глинистых компонентов (например, 80% кварца, 20% глины), которые трудно растворяются кислотами, применяемыми при кислотном гидроразрыве карбонатных пластов. Обычно пласты песчаника обычно имеют содержание глины не более 35 мас.%. Обычно минеральные вещества, присутствующие в пластах песчаника, включают кварц, полевые шпаты, слюду,глины (например, хлорит, каолинит, иллит, смектит), карбонаты, сульфаты, галогениты, оксиды железа и т.д. Настоящее изобретение обеспечивает способ предпочтительного размыва некоторых областей поверхностей разлома, образовавшихся в пластах песчаника, чтобы создать проводящий канал от конца разлома до ствола скважины. В соответствии с настоящим изобретением подземный пласт песчаника или кремнийсодержащий пласт, пробуренный стволом скважины, обрабатывают агентом для модификации поверхности перед или параллельно с обработкой кислотным раствором для размыва. Данная обработка осуществляется посредством введения в разлом вещества для модификации поверхности, которое будет адсорбироваться физически и/или химически на некоторых, но не на всех, частях поверхностей разлома. Физическая адсорбция вещества на поверхности осуществляется посредством физических взаимодействий между поверхностью и веществом, таких как взаимодействие путем образования водородной связи или электростатическое взаимодействие. Напротив, химическая адсорбция заключается в химических взаимодействиях, при которых образуются ковалентные связи между поверхностью и веществом. Области поверхностей разлома,которые модифицированы подобным образом, являются защищенными от растворения песчаника или от кислотного раствора для размыва, который закачивают после агента для модификации. Таким образом,незащищенные области стенки разлома реагируют с кислотной смесью, что приводит к образованию"перемычек", которые поддерживают разлом открытым и создают проводящий канал. Агентом для модификации поверхности, который предохраняет от размыва, может быть гидролизуемое кремнийорганическое соединение. Данные вещества могут быть твердыми или жидкими. Применяемое в контексте данного документа выражение "гидролизуемое кремнийорганическое соединение" относится к таким кремнийорганическим соединениям, которые гидролизуются в водной среде с образованием водорастворимых силанолов. Наглядные примеры подходящих гидролизуемых кремнийорганических соединений описаны в патентах США 4479543, 4646835 и 6632805. Гидролизуемые кремнийорганические соединения могут включать силаны, винилсиланы, сложные эфиры органосиланов и их комбинации. Конкретные примеры подходящих органосиланов включают метилдиэтилхлорсилан, диметилдихлорсилан, метилтрихлорсилан, диметилдибромсилан, диэтилдийодсилан, дипропилдихлорсилан, дипропилдибромсилан, бутилтрихлорсилан, фенилтрибромсилан, дифенилдихлорсилан, толилтрибромсилан, метилфенилдихлорсилан и т.д.-2 016973 Конкретные примеры подходящих сложных эфиров органосиланов включают сложные эфиры органосиланов, такие как дивинилдиметоксисилан, дивинилдиметоксиэтоксисилан,ди(-глицидоксипропил)диметоксисилан,винилтриэтоксисилан,винилтрисметоксиэтоксисилан,-глицидоксипропилтриметоксисилан, -метакрилоксипропилтриметоксисилан, -(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисилан, Nаминоэтилпропилметилдиметоксисилан, Nаминоэтилпропилтриметоксисилан,Nаминоэтиламинопропилтриметоксисилан,-аминопропилтриэтоксисилан,N-(-аминоэтил)аминопропилтриметоксисилан и т.д. Сложные эфиры органосиланолсодержащих аминов можно применять особенно для обработок данного изобретения. Аминная функциональная группа способствует адсорбции силана на пласте породы. Более того, длину полисилоксановой цепи, образовавшейся при поликонденсации органосиланолов, считают короткой. Такие органосилановые вещества могут быть представлены формулой Si(OR)3(R'NH2), в которой R и R' представляют собой гидролизуемые группы, которые могут быть одинаковыми или различными. Следующая схема иллюстрирует реакцию таких веществ с кремнийсодержащими минеральными веществами с образованием на них защитного покрытия. Силанолы, образовавшиеся в результате гидролиза гидролизуемого кремнийорганического соединения, будут реагировать друг с другом и с (Si-OH) участками силанолов, присутствующими на кремнийсодержащих минеральных поверхностях пласта песчаника, с образованием ковалентных силоксановых (Si-O-Si) связей посредством реакции конденсации/полимеризации, так, как показано в уравнении 1 выше. Силанольные группы, образовавшиеся на поверхности минерала, не способны будут реагировать с плавиковой кислотой (HF), присутствующей в кислоте, которую вводят после обработки с нанесением защитного покрытия, как дополнительно подробно описано в дальнейшем. Кроме того, агентом для модификации поверхности может быть фосфонатное соединение. Такие соединения реагируют схожим с органосиланолами образом по способу, которым они взаимодействуют с кремнийсодержащими веществами пласта. Фосфонатные соединения могут быть в твердой или жидкой форме. Данные соединения могут изначально находиться в виде твердых частиц. Подобные вещества могут включать фосфоновые кислоты и соли и сложные эфиры фосфоновых кислот. Наглядные примеры подходящих фосфонатных соединений описаны в патенте США 5529125.-3 016973 Фосфонатные соединения могут иметь структуру, представленную следующей формулой: в которой каждую из групп R1, R2 и R3 выбирают из водорода, алкила, арила, фосфоната, фосфата,ацила, амина, гидроксильной или карбоксильной группы;R4 и R5 выбирают из водорода, натрия, калия, аммониевого или органического радикала. Конкретные примеры подходящих фосфонатных соединений могут включать аминотри(метиленфосфоновую кислоту) и ее пентанатриевую соль, 1-гидроксиэтилиден-1,1 дифосфоновую кислоту и ее тетранатриевую соль, гексаметилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту) и ее гексакалиевую соль и диэтилентриаминопента(метиленфосфоновую кислоту) и ее гексанатриевую соль. Агенты для модификации поверхности можно применять либо в инкапсулированной, либо в неинкапсулированной форме. Во многих заявках агент для модификации поверхности может быть инкапсулированным. Кроме того, инкапсулирование может способствовать размещению агентов для модификации поверхности в разломе таким образом, что они высвобождаются и размещаются внутри разлома, а не в областях, непосредственно прилегающих к стволу скважины, где они могут реагировать без такого инкапсулирования. В случае гидролизуемых кремнийорганических соединений, которые гидролизуются в водных растворах, инкапсулирующее вещество предотвращает преждевременное образование силанолов в жидкости-носителе, в случае если жидкость-носитель является водной. Кроме предотвращения сополимеризации силанолов, это также способствует формированию гетерогенного покрытия поверхностей разлома посредством создания областей с различной концентрацией силанола. Данное изобретение охватывает различные типы инкапсулирующих веществ. В случае наличия инкапсулирующего вещества агент для модификации поверхности составляет от около 50 до около 99% от общей массы инкапсулированной частицы, при этом инкапсулирующее вещество составляет от около 1 до около 50 мас.% этой частицы. Следует понимать, что на протяжении всего данного описания под концентрационным или количественным диапазоном, описанным в качестве применимого и подходящего или т.п., подразумевается, что любую или каждую концентрацию или количество в данном диапазоне, в том числе и крайние значения,следует считать точно установленной. Кроме того, каждое численное значение следует понимать с поправкой "около" (если специально уже не приведено в таком виде) и далее понимать также, если в контексте не оговорено иное. Например, следует понимать, что "диапазон от 1 до 10" определяет каждое и любое возможное число в диапазоне между около 1 и около 10. Другими словами, даже если лишь несколько конкретных экспериментальных значений точно установлены или их относят к данному диапазону или даже если экспериментальные значения не относятся к данному диапазону, следует понимать,что заявитель(и) принимает во внимание и понимает, что любое или все значения в данном диапазоне нужно считать точно определенными и что заявитель(и) располагает полным диапазоном и всеми значениями в этом диапазоне. Размер частицы может варьироваться в зависимости от необходимого количества агента для модификации поверхности, которое должно высвободиться, и/или от необходимой скорости, с которой разлагается инкапсулирующее вещество, в зависимости от механизма высвобождения, а также от других факторов. Частицы инкапсулированного агента для модификации поверхности должны быть закачаны внутрь скважины, и, следовательно, как правило, размер таких капсул может быть таким же, как и размеры капсул, обычно применяемых для веществ-проппантов, применяемых при гидравлических разрывах пласта. Такие частицы, применяемые при данной обработке, могут быть одинаковых или различных размеров. Подходящие размеры частиц могут лежать в диапазоне от около 0,1 до около 2 мм, конкретнее от около 0,2 до около 1 мм, еще конкретнее от около 0,4 до около 0,85 мм (20-40 меш). Настоящее изобретение охватывает различные типы инкапсулирующих веществ. Инкапсулирующий агент обеспечивает временное инкапсулирование, которое впоследствии высвобождает агент(ы) для модификации поверхности при предварительно определенных условиях. Данные условия могут включать температуру, рН, давление или другие условия, которые разрушают, растворяют, разлагают, вскрывают, разрывают или иначе удаляют инкапсулирующее вещество. В контексте интенсификации скважины покрывающее вещество может высвобождать инкапсулированные частицы в раствор для обработки скважин, по существу, посредством разрушения капсул в результате закрытия пласта. В других случаях инкапсулирующее вещество разлагается при условиях давления и температуры, существующих в подземном пласте. Конечно, также можно применять комбинацию данных механизмов высвобождения и другие механизмы, такие как осмос.-4 016973 Подходящие инкапсулирующие вещества могут включать мягкий пластик, воск, природный или синтетический каучук, латекс, вермикулит, полиакриламид, фенолформальдегидный полимер, найлон,крахмал, металлы бензойной кислоты, нафталин, природные или синтетические полимеры и природные или синтетические масла. Инкапсулирование частиц, модифицирующих поверхность, при помощи данных веществ может зависеть от самих инкапсулирующих веществ. Некоторые из данных веществ можно распылять на частицы, модифицирующие поверхность, которые можно перемешивать в флюидизированном слое, в виде раствора, расплавленного вещества, эмульсии, суспензии и т.д. Процесс покрытия продолжается до тех пор, пока не будет достигнуто необходимое количество и/или толщина инкапсулирующего слоя. Данный агент для модификации поверхности, либо инкапсулированный, либо неинкапсулированный, комбинируют с жидкостью-носителем с образованием суспензии. Данной жидкостью-носителем может быть любая подходящая жидкость, которая обеспечивает распределенное размещение агента для модификации поверхности, жидкого или твердого внутри разлома и способствует гетерогенному размыву, как описано в контексте данного документа. Агент для модификации поверхности, инкапсулированный или неинкапсулированный, можно применять в количестве от около 0,1 до около 30 мас.% от всей суспензии. При применении в неинкапсулированной форме для облегчения гетерогенного распределения неинкапсулированного вещества внутри разлома можно применять углеводородную жидкость-носитель. Подходящие жидкости-носители включают сырую нефть, алифатические углеводороды, такие как гексан, ароматические углеводороды, такие как бензол, толуол, или продукты перегонки нефти или нефтяные фракции, такие как керосин, лигроин или дизельное топливо. Во многих заявках при применении поверхностных модификаторов в инкапсулированной форме жидкостью-носителем может быть водный раствор, достаточно вязкий, чтобы не происходило осаждение частиц агента для модификации поверхности. Жидкость-носитель также может быть пенообразующей или активированной жидкостью. Таким образом, к воде или другим водным растворам, таким как солевой раствор, можно добавлять агенты, увеличивающие вязкость. Увеличивающим вязкость агентом может быть полимер, который является либо поперечно сшитым, либо линейным, вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ПАВ) или любая их комбинация. Некоторые неограничивающие примеры подходящих полимеров включают гуаровые камеди, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или гуаровые производные, такие как гидропропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгуар (КМГ) и карбоксиметилгидроксипропилгуар(КМГПГ). Также можно применять производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) или гидроксипропилцеллюлоза (ГПЦ) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ). Любой применяемый полимер можно применять либо в поперечно сшитой форме, либо без сшивателя в линейной форме. Было показано, что в качестве агентов, увеличивающих вязкость, применяют три биополимера,ксантан, диутан и склероглюкан. Для высокотемпературных применений обычно используют синтетические полимеры, такие как, но, не ограничиваясь ими, полиакриламидные и полиакрилатные полимеры и сополимеры. Неограничивающие примеры подходящих вязкоупругих поверхностно-активных веществ,применяемых для увеличения вязкости некоторых растворов, включают катионные поверхностноактивные вещества, анионные поверхностно-активные вещества, цвиттер-ионные поверхностноактивные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества и их комбинации. Также можно применять ассоциированные полимеры, характеристики вязкости которых улучшены подходящими поверхностно-активными веществами, и гидрофобно модифицированные полимеры, как, например, в случаях, когда заряженный полимер в присутствии поверхностноактивного вещества имеет заряд, который противоположен заряду самого заряженного полимера, причем поверхностно-активное вещество способно образовывать ионную пару с полимером, что в результате приводит к гидрофобно-модифицированному полимеру, имеющему множество гидрофобных групп, как описано в опубликованной заявке US 2004/0209780 A1, Harris et. al. В некоторых вариантах осуществления загуститель может быть диспергируемым в воде, линейным,неионным гидроксиалкилгалактоманнановым полимером или замещенным гидроксиалкилгалактоманнановым полимером. Примеры применяемых гидроксиалкилгалактоманнановых полимеров включают, но не ограничиваются, гидрокси-С 1-С 4-алкилгалактоманнаны, такие как гидрокси-С 1-С 4-алкилгуары. Примеры подобных гидроксиалкилгуаров включают гидроксиэтилгуар (ГЭ гуар), гидроксипропилгуар (ГП гуар) и гидроксибутилгуар (ГБ гуар) и смешанные С 2-С 4, С 2/С 3, С 3/С 4 или С 2/С 4 гидроксиалкилгуары. В любом из них также могут присутствовать гидроксиметильные группы. Применяемые в контексте данного документа замещенные гидроксиалкилгалактоманнановые полимеры получают в виде замещенных производных гидрокси-С 1-С 4-алкилгалактоманнанов, которые включают: 1) гидрофобно модифицированные гидроксиалкилгалактоманнаны, например C1-С 18 алкилзамещенные гидроксиалкилгалактоманнаны, например, в которых количество групп алкильных заместителей предпочтительно около 2 мас.% или менее от массы самого гидроксиалкилгалактоманнана; и 2) галактоманнаны с привитым поли(оксиалкиленом) (см., например, A. BahamdanW.H. Daly, inProc. 8PthP Polymers for Adv. Technol. Int'l Symp. (Budapest, Hungary, Sep. 2005) (там показана ПЭГ-5 016973 привитая сополимеризация и/или ППГ-привитая сополимеризация, хотя в том контексте применяемая к карбоксиметилгуару, а не непосредственно к галактоманнану. Их поли(оксиалкиленовые) привитые сополимеры могут содержать два или более оксиалкиленовых остатков; а оксиалкиленовые остатки могут быть С 1-С 4-оксиалкиленами. В контексте данного документа применяют также полимеры смешанного замещения, содержащие на гидроксиалкилгалактоманнане группы алкильных заместителей и группы поли(оксиалкиленовых) заместителей. В различных вариантах осуществления замещенных гидроксиалкилгалактоманнанов соотношение групп алкильных и/или поли(оксиалкиленовых) заместителей к остаткам маннозильного остова может быть около 1:25 или менее, т.е. по крайней мере с одним заместителем на молекулу гидроксиалкилгалактоманнана; данное соотношение может быть по крайней мере или около 1:2000, 1:500, 1:100 или 1:50 или вплоть до или около 1:50, 1:40, 1:35 или 1:30. Можно также применять комбинации галактоманнановых полимеров. Применяемые в контексте данного документа галактоманнаны содержат полиманнозный остов, прикрепленный к галактозным ответвлениям, которые присутствуют в среднем соотношении галактозные ответвления:маннозные остатки от 1:1 до 1:5. Предпочтительные галактоманнаны содержат 14-связанный -D-маннопиранозный остов, который является 16-связанным с -Dгалактопиранозными ответвлениями. Галактозные ответвления могут содержать от 1 до около 5 галактозильных остатков; в различных вариантах осуществления средняя длина ответвления может составлять от 1 до 2 или от 1 до около 1,5 остатков. Предпочтительными ответвлениями являются моногалактозильные ответвления. В различных вариантах осуществления соотношение галактозных ответвлений к остовным маннозным остаткам может составлять приблизительно от 1:1 до 1:3, от 1:1,5 до 1:2,5 или от 1:1,5 до 1:2, в среднем. В различных вариантах осуществления галактоманнан может иметь линейный полиманнозный остов. Галактоманнан может быть природным или синтетическим. Природные галактоманнаны,применяемые в контексте данного документа, включают растительные и микробные (например, грибковые) галактоманнаны, среди которых предпочтительными являются растительные галактоманнаны. В различных вариантах осуществления можно применять галактоманнаны бобовых зерен, примеры которых включают, но не ограничиваются камедь тара (например, из семян Cesalpinia spinosa) и гуаровую камедь (например, из семян Cyamopsis tetragonoloba). Кроме того, несмотря на то что варианты осуществления настоящего изобретения можно описать или привести в качестве примера со ссылкой на гуар,такой как гидрокси-С 1-С 4-алкилгуары, подобные описания применимы также и к другим галактоманнанам. Загуститель на основе полимера, если он входит в состав, может присутствовать в любой подходящей концентрации с целью обеспечения необходимой дисперсии агентов для модификации поверхности. В конкретных вариантах осуществления агент, увеличивающий вязкость, может присутствовать в количестве от около 0,1 до около 1,5 мас.% от общей массы рабочей жидкости или менее. Жидкости, заключающие в себе полимер, могут иметь любую подходящую вязкость, например значение вязкости более около 20 мПас или более при скорости сдвига около 100 с-1 при температурной обработке, конкретнее около 50 мПас или более при скорости сдвига около 100 с-1 и даже конкретнее около 75 мПас или более. В зависимости от плотности веществ для модификации поверхности необходимая вязкость может быть меньше, чем вязкость, применяемая для суспендирования общепринятых веществ-проппантов, применяемых при гидравлических разрывах пласта. В некоторых вариантах осуществления данного изобретения в качестве агента, увеличивающего вязкость, применяют вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУПАВ). ВУПАВ может быть выбрано из группы, состоящей из катионных, анионных, цвиттер-ионных, амфотерных, неионных поверхностно-активных веществ и их комбинаций. Патенты США 6435277 (Qu et al.) и 6703352 (Dahayanakeet al.) описывают неограничивающие примеры подходящих вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, при применении отдельно или в комбинации, способны образовывать мицеллы, которые образуют структуру в водной среде, которая способствует увеличению вязкости жидкости (также называемые "мицеллы, увеличивающие вязкость"). Обычно эти жидкости получают посредством смешивания в соответствующих количествах ВУПАВ, подходящих для достижения необходимой вязкости. Вязкость жидкостей ВУПАВ может быть объяснена трехмерной структурой, образуемой компонентами в данных жидкостях. Если концентрация поверхностно-активных веществ в упруговязкой жидкости значительно превышает критическую концентрацию, и в большинстве случаев в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества агрегируют с образованием частиц, таких как мицеллы, которые могут взаимодействовать с образованием поперечно сшитой структуры, проявляющей вязкие и эластичные свойства. Если ВУПАВ входит в состав жидкостей, применяемых в вариантах осуществления данного изобретения, то содержание данного ВУПАВ может лежать в диапазоне от около 0,2 до около 15 мас.% от общей массы жидкости, конкретнее от около 0,5 до около 15 мас.% от общей массы жидкости, конкретнее от около 2 до около 10 мас.% от общей массы жидкости. Нижний предел содержания ВУПАВ может быть не менее чем около 0,2, 0,5, 0,7, 0,9, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 или 14% от общей массы жидкости, а-6 016973 верхний предел может быть не более чем около 15% от общей массы жидкости, особенно не более чем около 15, 14, 13, 12, 11, 10, 9, 8, 7, 6, 5, 1, 0,9, 0,7, 0,5 или 0,3% от общей массы жидкости. Загустители на основе жидкостей, содержащих ВУПАВ, могут иметь любую подходящую вязкость, например значение вязкости около 20 мПас или более при скорости сдвига около 100 с-1 при температурной обработке, конкретнее около 50 мПас или более при скорости сдвига около 100 с-1 и даже конкретнее около 75 мПас или более. Более того, в зависимости от плотности веществ для модификации поверхности необходимая вязкость может быть меньше, чем вязкость, применяемая для суспендирования общепринятых веществпроппантов, применяемых при гидравлических разрывах пласта. Жидкость-носитель также может быть пенообразующей или активированной жидкостью и может содержать "пенообразующие агенты", которые могут включать поверхностно-активные вещества или смеси поверхностно-активных веществ, которые способствуют диспергированию газа в данной композиции с образованием небольших пузырьков или капелек, и придают устойчивость дисперсии посредством замедления коагуляции или рекомбинации таких пузырьков или капелек. Пенообразующие или активированные жидкости обычно описываются качеством их пены, т.е. соотношением объема газа к объему пены. Если качество пены составляет между 52 и 95%, то жидкость обычно называют пенообразующей жидкостью, а ниже 52% - активированной жидкостью. Таким образом, жидкости могут содержать ингредиенты, которые образуют пены или активированные жидкости, такие как, но необязательно ограничивающиеся, пенообразуюшее поверхностно-активное вещество или смеси поверхностно-активных веществ и газ, который эффективно образует пену или активированную жидкость. Подходящие примеры подобных газов включают диоксид углерода, азот или их смесь. При размыве пластов песчаника вещество, растворяющее песчаник, применяют для растворения или размыва поверхностей разлома породы. Вещество, растворяющее песчаник, обычно представляет собой вещество, которое обеспечивает источник фтороводорода (HF), который при высвобождении размывает пласт песчаника. Обычно для облегчения размыва кремнийсодержащего вещества пласта необходим показатель рН менее 4, в большинстве случаев применяют рН от около 3 до 4. Источником фтороводорода может быть твердое вещество. Твердый источник фтороводорода может быть практически нерастворимым или лишь слабо растворимым или медленно растворимым в основных или почти нейтральных водных жидкостях. В кислотных водных жидкостях, т.е. при рН менее 5, вещество, являющееся источником фтороводорода, высвобождает фтороводород и может необязательно медленно растворяться полностью или частично. Примерами таких твердых источников фтороводорода являются плавиковая кислота, фторид аммония, дифторид аммония, фтороборная кислота, гексафторфосфорная кислота, дифторфосфорная кислота, фторсульфоновая кислота, поливинилфторид аммония, фторид поливинилпиридиния, фторид пиридиния, фторид имидазолия, тетрафторборат натрия, тетрафторборат аммония, соли гексафторантимонаты, политетрафторэтиленовые полимеры (например, TEFLON) и их комбинации. В конкретных вариантах осуществления данного изобретения источником фтороводорода может быть дифторид аммония, хотя можно применять и другие источники фтороводорода, такие как фторид аммония и плавиковая кислота. Если фтороводородным источником является дифторид аммония, то он может присутствовать в конечной суспензии в количестве между около 10 и около 50 мас.%, конкретнее между около 15 и около 30 мас.% и еще конкретнее между около 20 и около 25 мас.%. Если фтороводородным источником является фторид аммония, то можно применять большие количества. Что касается фторида аммония, то он может присутствовать в конечной суспензии в количестве между около 20 и около 60 мас.%, конкретнее между около 30 и около 50 мас.% и еще конкретнее между около 35 и около 45 мас.%. В большинстве случаев источник фтороводорода объединяют с кислотной жидкостью. Кислотной жидкостью может быть водная жидкость, которая подкислена не-HF кислотами или предшественниками не-HF кислот. Эта жидкость может содержать смеси различных кислот. Подобные смеси или растворы плавиковой кислоты и по крайней мере еще одной другой кислоты обычно называют "грязевыми кислотами" и они хорошо известны специалистам в данной области техники. Применяемые не-HF кислоты могут включать, но не ограничиваются, соляную, йодисто-водородную, бромисто-водородную, серную,сульфаминовую, фосфорную, муравьиную, уксусную, галогенированные производные уксусной кислоты, лимонную, пропионовую, винную, молочную, гликолевую, аминополикарбоновые, сульфаминовую,яблочную, малеиновую, метилсульфаминовую, хлоруксусную, 3-гидроксипропионовую, полиаминополикарбоновую кислоты, бисульфаты и их комбинации. Данные кислоты можно применять в количестве, необходимом для обеспечения рН около 4 или менее при однократном введении в пласт. Исходный показатель рН на поверхности может быть выше, чем рН жидкости после того, как ее вводят в пласт. Более низкого рН можно достигнуть после введения суспензии в пласт за счет более высоких температур. В жидкости для обработки пласта, содержащей вещество, растворяющее песчаник, можно увеличить вязкость. Вместе с веществами, растворяющими песчаник, можно применять агенты для увеличения вязкости, предварительно описанные выше.-7 016973 Также вместе с жидкостью для обработки пласта, растворяющей песчаник, можно добавлять хелатирующие агенты с целью предотвращения нежелательной преципитации различных веществ с ионами металлов, получаемыми в результате реакции плавиковой кислоты с пластом в количестве от около 10 до около 40 мас.% от всей массы рабочей жидкости. Подходящие хелатирующие агенты включают хелатирующие агенты, описанные в публикации патента США 2004/00254079. Примеры подходящих хелатирующих агентов включают яблочную кислоту, винную кислоту, лимонную кислоту, некоторые аминополикарбоксилатные и полиаминополикарбоксилатные хелатирующие агенты (такие как, например, но без ограничения, NTA (нитрилотриуксусная кислота), HEIDA (гидроксиэтилиминодиуксусная кислота),HEDTA (гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусная кислота), EDTA (этилендиаминтетрауксусная кислота), CyDTA (циклогексилендиаминтетрауксусная кислота), DTPA (диэтилентриаминпентауксусная кислота и некоторые хелатирующие агенты аминополиметиленфосфоновой кислоты и некоторые их соли и их смеси. К жидкостям для обработки пласта, растворяющим песчаник, можно также добавлять антикоррозионные добавки. Общепринятые антикоррозионные добавки можно применять при условии, если они совместимы с химическими веществами, присутствующими или образовавшимися в процессе применения суспензии. Подходящими антикоррозионными добавками могут быть соединения, содержащие молекулы четвертичного аммония и соединения серы (см., например, патент США 6521028). Также можно применять и другие добавки, широко применяемые в жидкостях для обработки нефтяных месторождений, такие как понизители трения, добавки для стабилизации глин, смачивающие агенты, добавки для снижения водоотдачи, эмульгаторы, агенты для предотвращения образования эмульсий, пенообразующие агенты, ингибиторы солеотложения, волокна, брейкеры и отверждающие вещества. Следует понимать, что всегда при включении в состав жидкости любых добавок можно провести лабораторные исследования, чтобы подтвердить, что добавки не влияют на эксплуатационные характеристики жидкости. При обработке пласта песчаника с целью обеспечения гетерогенного размыва на поверхности может образовываться суспензия, содержащая агент для модификации поверхности, инкапсулированный или неинкапсулированный, вместе с любыми добавками. Все эти разнообразные компоненты можно получать отдельно, хранить, транспортировать к месту работы и добавлять к жидкости-носителю в любом порядке для получения суспензии для модификации поверхности, которую затем вводят в скважину. Суспензию можно перемешивать в отдельной емкости или перемешивать в процессе обработки. Для внедрения вещества для модификации поверхности в пласт можно применять различные способы. Вещество для модификации поверхности можно вводить во время обработки образцовой кислотной дисперсией (PAD). Образовавшуюся суспензию вводят в пласт под давлением и со скоростью, достаточными для произведения разлома части пласта, которую нужно обработать. Затем скважину можно закрыть на некоторое время, поддерживая давление на уровне или выше давления гидроразрыва. Время,в течение которого скважина закрыта, может быть от 1 ч или более, но обычно от около 1 до около 24 ч. Это дает время для того, чтобы агент защитного покрытия прореагировал с или присоединился к минеральным поверхностям пласта. В случае некоторых инкапсулированных агентов для модификации поверхности, таких как агенты, покрытые предшественниками твердых полимерных кислот, период, в течение которого скважина закрыта, может давать инкапсулирующему веществу возможность разложиться с высвобождением агента для модификации поверхности и давать возможность агенту для модификации поверхности прореагировать с или присоединиться к поверхностям разлома. Для облегчения разложения или удаления инкапсулирующего вещества можно подбирать или вводить или иначе комбинировать с суспензией одновременно с введением в пласт инкапсулированного агента для модификации поверхности. Модификатор поверхности также можно вводить после обработки PAD. Обычно при гидравлических разрывах пласта для создания ширины разлома может применяться введение какой-либо жидкости перед жидкостью для основной обработки. PAD может применяться в настоящем изобретении, чтобы обеспечить достаточную ширину разлома, для того чтобы твердые вещества жидкости для модификации поверхности могли в него проникнуть, но этот этап закачки жидкости гидроразрыва в пласт без проппанта необязательно можно исключить. PAD может быть любая вязкая жидкость, такая как жидкости, вязкость которых обусловлена наличием в них полимеров, поперечно сшитых полимеров, ВУПАВ и пен. По истечении достаточного периода времени, для того чтобы агенты для модификации поверхности прореагировали с или присоединились к поверхностям разлома, в пласт через ствол скважины вводят описанное выше вещество, растворяющее песчаник. Вещество, растворяющее песчаник, также вводят под давлением и со скоростью, достаточной для поддержания открытым разлома части пласта, который необходимо обработать. Заданное давление поддерживают до истечения достаточного времени, для того чтобы вещество, растворяющее песчаник, размыло поверхности разлома. Агент для модификации поверхности защищает некоторые части поверхностей разлома, оставляя остальные части подвергаться действию вещества, растворяющего песчаник. Это приводит к гетерогенному размыву поверхностей разлома, таким образом, когда давление сбрасывают и разлом закрывается, внутри разлома образуются каналы притока. Это приводит к более эффективной добыче жидкостей из разлома, которые выводятся че-8 016973 рез ствол скважины. В других вариантах осуществления модификатор поверхности можно внедрять в пласт после обработки PAD, но вместе с веществом, растворяющим песчаник. PAD, агент для модификации поверхности и вещество, растворяющее песчаник, можно также вводить вместе на одной стадии. Ниже следующие примеры служат для дополнительной иллюстрации данного изобретения. Примеры Пример. Керн песчаника Береа предварительно перед размывом раствором дифторида аммония обрабатывали раствором органосилана. Из приобретенных цилиндрических кернов песчаника Береа вырезали твердые цилиндрические диски размером приблизительно 4" (10 см) в диаметре и толщиной 0,8" (2 см). Органосиланол обеспечивали при помощи раствора 3-аминопропилтриэтоксисилана в HCl, который применяли только на одной половине поверхности керна. Поверхности керна дали прореагировать с агентом для модификации поверхности в печи при около 225F (107 С) в течение 3 ч. Затем обработанный керн вынули из печи и охладили. Затем керн пропитывали раствором 5 мас.% NH4Cl. Испытания статической нагрузкой проводили под давлением в реакторе Парра. Сверху нижней части керна, который поместили в реактор, добавляли раствор 23 мас.% дифторида аммония и 11,7 мас.% полимолочной кислоты. Для подкисления жидкости применяли полимолочную кислоту (ПМК) из компании Nature Works LLC и применяли ее в виде частиц,имеющих размер 20-40 меш (приблизительно от 0,84 до 0,42 мм), и их молекулярная масса составляла от 100 до 1000 кДа. Верхнюю часть керна прижали паком и затем повысили давление в реакторе до 300 psi(приблизительно 2068 кПа). Систему нагревали до 300F и поддерживали при такой температуре и давлении в течение 4 ч. Реактор охлаждали и сбрасывали давление. Фигура показывает поверхность керна 100, наблюдаемую после обработки. Кислотой была размыта только часть поверхности 110, которая соответствует области поверхности керна, которая была не защищена агентом для защитного покрытия. Область, защищенная агентом для защитного покрытия, показана на 120. Несмотря на то что изобретение было показано лишь в некоторых его формах, для специалистов в данной области техники должно быть очевидным, что оно не ограничивается, а допускает различные изменения и модификации, не выходя за пределы объема изобретения. Таким образом, целесообразно отметить, что прилагаемая формула изобретения широко толкуется и до известной степени соответствует данному изобретению. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ кислотного гидроразрыва и дифференциального размыва подземного пласта, содержащего песчаник, пробуренного стволом скважины, включающий образование суспензии жидкости-носителя, содержащей от 0,1 до 30% агента для модификации поверхности по крайней мере одного гидролизуемого кремнийорганического соединения, фосфонатного соединения или их комбинации; введение суспензии в ствол скважины под давлением на уровне или выше давления гидроразрыва пласта; введение материала, растворяющего песчаник, не содержащего агента модификации поверхности, в ствол скважины после введения суспензии, при этом агент модификации поверхности, содержащийся в суспензии, заключен внутри капсулы из инкапсулирующего вещества. 2. Способ по п.1, в котором инкапсулирующее вещество представляет собой по крайней мере один компонент из мягкого пластика, воска, природного или синтетического каучука, латекса, вермикулита,полиакриламида, фенолформальдегидного полимера, найлона, крахмала, металлов бензойной кислоты,нафталина, природных или синтетических полимеров, природного или синтетического масла. 3. Способ по п.1 или 2, в котором материал, растворяющий песчаник, представляет собой дифторид аммония. 4. Способ по п.1 или 2, в котором материал, растворяющий песчаник, содержит жидкость на основе кислоты и источник фтороводорода. 5. Способ по п.4, в котором жидкость на основе кислоты включает соляную, азотную, йодистоводородную, бромисто-водородную, серную, сульфаминовую, фосфорную, муравьиную, уксусную кислоты, галогенированные производные уксусной кислоты, лимонную, пропионовую, винную, молочную,гликолевую, аминополикарбоновые, сульфаминовую, яблочную, малеиновую, метилсульфаминовую,хлоруксусную, 3-гидроксипропионовую, полиаминополикарбоновую кислоты, бисульфаты и их комбинации. 6. Способ по п.4, в котором источник фтороводорода выбирают из фторида аммония, дифторида аммония, плавиковой кислоты, фтороборной кислоты, гексафторфосфорной кислоты, дифторфосфорной кислоты, фторсульфоновой кислоты, поливинилфторида аммония, фторида поливинилпиридиния, фторида пиридиния, фторида имидазолия, тетрафторбората натрия, тетрафторбората аммония, солей гексаф-9 016973 торантимонатов, политетрафторэтиленовых полимеров и их комбинаций. 7. Способ по п.2, в котором инкапсулированный агент для модификации поверхности имеет размер частиц от около 0,1 до около 2 мм. 8. Способ по п.1 или 2, в котором кремнийорганическое соединение представляет собой по крайней мере один из органосилана, амина органосилана или сложного эфира органосилана. 9. Способ по п.1 или 2, в котором кремнийорганическое соединение имеет структуру, представленную формулой Si(OR)3(R'NH2), где каждый из R и R' представляет собой органические группы, которые могут быть одинаковыми или различными. 10. Способ по п.1 или 2, в котором фосфонатное соединение представляет собой по крайней мере одно из: фосфоновой кислоты, или соли, или сложного эфира фосфоновой кислоты. 11. Способ по п.1 или 2, в котором фосфонатное соединение имеет структуру, представленную формулой где каждую из групп R1, R2 и R3 выбирают из водорода, алкила, арила, фосфоната, фосфата, ацила,амина, гидроксильной или карбоксильной группы;R4 и R5 выбирают из водорода, натрия, калия, аммониевого или органического радикала. 12. Способ по п.1 или 2, в котором за введением материала, растворяющего песчаник, следует увеличение добычи жидкостей из ствола скважины. 13. Способ обработки подземного пласта, содержащего песчаник, пробуренного стволом скважины,включающий образование суспензии водной жидкости-носителя, содержащей инкапсулированный агент для модификации поверхности по крайней мере одного гидролизуемого кремнийорганического соединения или фосфонатного соединения, заключенного в капсулу из инкапсулирующего вещества; введение суспензии в ствол скважины, поддерживая давление выше давления гидроразрыва; закрытие указанной скважины с поддерживанием в ней давления на уровне или выше давления гидроразрыва в течение по меньшей мере 1 ч для того, чтобы дать инкапсулированному агенту для модификации поверхности возможность адсорбироваться на некоторых частях поверхностей разлома, создавая защищенные и незащищенные области поверхностей разлома; и затем введение материала, растворяющего песчаник, в ствол скважины.
МПК / Метки
Метки: селективного, пластов, песчаника, растворения, способ
Код ссылки
<a href="https://eas.patents.su/11-16973-sposob-selektivnogo-rastvoreniya-plastov-peschanika.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ селективного растворения пластов песчаника</a>
Предыдущий патент: Способ завершения скважины с песочными фильтрами
Следующий патент: Контейнер с двойным шарнирным соединением
Случайный патент: Антитело к tgf-бета и его применение