высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов

Классы МПК:C09K8/04 водные составы для бурения скважин
C09K8/62 составы для образования трещин или разрывов
E21B43/22 с применением химикалий или бактерий
E21B43/26 формированием трещин или разрывов 
Автор(ы):,
Патентообладатель(и):АКЦО НОБЕЛЬ Н.В. (NL)
Приоритеты:
подача заявки:
2006-12-04
публикация патента:

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. Вязкоупругая композиция для использования в подземных формациях включает, по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин приведенной формулы и, по меньшей мере, одну указанную содобавку при их соотношении по весу от 1000:1 до 5:1. Флюид на водной основе для применения в месторождении нефти включает указанную композицию. Состав рассола высокой плотности для месторождения нефти включает от 30% до 70 вес.% органической и/или неорганической соли и указанную выше композицию. Флюид заканчивания месторождения нефти в виде рассола высокой плотности содержит от 30 вес.% до 70 вес.%, по меньшей мере, одной неорганической или органический соли, от 0,1 вес.% до 4 вес.%, по меньшей мере, одного катионного поверхностно-активного вещества из приведенной группы и по меньшей мере, одну содобавку из приведенной группы. Способ образования трещин подземной формации включает обеспечение загустевшего флюида для гидроразрыва на водной основе, включающего водную среду и эффективное количество указанной выше композиции и закачку водного флюида через ствол скважины в подземную формацию при давлении, достаточном, чтобы разбить формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности модификации проницаемости подземных формаций. 5 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 пр.

Формула изобретения

1. Вязкоупругая композиция для использования в подземных формациях, которая включает:

i) по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин общей формулы:

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и R3 , R4 и R5 - независимо выбранные из С 16 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой противоион, и

ii) по меньшей мере, одну содобавку, где указанная содобавка представляет собой С6-24 линейный алкилсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат жирной кислоты, или их смесь, причем отношение четвертичного амина к содобавке составляет по весу от приблизительно 1000:1 до приблизительно 5:1.

2. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R 1 представляет собой алифатическую группу, содержащую от приблизительно 15 до приблизительно 21 атома углерода, и R 2 представляет собой алкиленовую группу, содержащую от приблизительно 2 до приблизительно 4 атомов углерода.

3. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R1 представляет собой алифатическую группу, полученную из естественных жиров или масел, имеющих йодное число от приблизительно 1 до приблизительно 140, и R2 представляет собой группу алкилена, имеющую 3 атома углерода.

4. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R1 выбирают из группы, содержащей алкил животного жира, отвержденный алкил животного жира, алкил рапсового масла, алкил отвержденного рапсового масла, алкил таллового масла, отвержденный алкил таллового масла, кокосовый алкил, эруцил, стеарил, олеил или соевый алкил; R2 представляет собой группу алкилена, имеющую 3 атома углерода, и каждый из R3 и R4 представляет собой метил.

5. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R3 и R4 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую циклическое 5-членное производное пирролидина.

6. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R3 и R4 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую циклическое 6-членное производное пиперидина.

7. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R3 и R4 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую циклическое 6-членное производное морфолина.

8. Композиция по п.1, в которой X- представляет собой галогениды, оксоионы фосфора, серы или хлорид, органические анионы, включая, но не ограничиваясь ими, хлориды, бромиды, йодиды, оксиды фосфора, гипохлориты, фосфаты, оксиды серы, сульфаты, сульфиты, сульфонаты, фосфаты, ацетаты, карбоксилаты, хлораты, перхлораты, салицилаты, фталаты, лактаты, малеаты, глицинаты, цитраты, лимонную кислоту, молочную кислоту, салициловую кислоту, фталевую кислоту, бензойную кислоту, нафтойную кислоту или аминокислоту.

9. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой указанная содобавка имеет углеродную С1014 цепь.

10. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой указанный четвертичный амин представляет собой эруциламидопропилтриметиламмонийхлорид, изостеариламидопропилморфолин, диметилалкилглицеринаммонийхлорид или их смесь.

11. Вязкоупругая композиция по п.10, в которой указанная содобавка представляет собой С1014 линейный алкилсульфонат, С1014 линейный альфа-олефинсульфат, С1014 линейный альфа-олефинсульфонат, С1014 линейный сульфонат жирной кислоты или их смесь.

12. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой отношение четвертичного амина к содобавке по весу от 50:1 до 5:1.

13. Флюид на водной основе для применения в месторождении нефти, который включает вязкоупругую композицию по п.1.

14. Флюид по п.13, который включает от 0,05% до приблизительно 10 вес.% указанной вязкоупругой композиции.

15. Флюид по п.13, который включает от 0,05% до 10 вес.% указанного четвертичного амина, и от 0,1% до 5 вес.% указанной содобавки.

16. Состав рассола высокой плотности для месторождения нефти, который включает от приблизительно 30% до приблизительно 70 вес.% органической и/или неорганической соли и вязкоупругую композицию по п.1.

17. Флюид заканчивания месторождения нефти в виде рассола высокой плотности, содержащий

a) от 30 вес.% до 70 вес.%, по меньшей мере, одной неорганической или органический соли;

b) от 0,1 вес.% до 4 вес.%, по меньшей мере, одного катионного поверхностно-активного вещества, выбранного из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, изостеариламидопропилморфолина, диметилалкилглицеринаммонийхлорида или их смеси, и

c) по меньшей мере, одну содобавку, выбранную из С1014 линейного алкилсульфоната, С 1014 линейного альфа-олефинсульфата, С 1014 линейного альфа-олефинсульфоната, С 1014 линейного сульфоната жирной кислоты, или их смеси.

18. Способ образования трещин подземной формации, включающий стадии:

I) обеспечения загустевшего флюида для гидроразрыва на водной основе, включающего: а) водную среду и b) эффективное количество вязкоупругой композиции, включающей, i) по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин и, ii) по меньшей мере, одну содобавку, причем указанный четвертичный амин имеет общую формулу:

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и R3 , R4 и R5 - независимо выбранные из C 16 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой противоион, и указанная содобавка представляет собой С6-24 линейный алкилсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат, С6-24 линейный сульфонат жирный кислоты, или их смесь, и

II) закачки водного флюида гидроразрыва через ствол скважины и в подземную формацию при давлении, достаточном, чтобы разбить формацию.

19. Способ по п.18, в котором отношение четвертичного амина к содобавке по весу от 1000:1 до 5:1.

20. Способ по п.19, в котором отношение четвертичного амина к содобавке по весу от 50:1 до 5:1.

21. Способ по п.18, в котором флюид гидроразрыва включает от 0,05% до приблизительно 10 вес.% указанной вязкоупругой композиции.

22. Способ по п.18, в котором флюид гидроразрыва включает от 0,05% до приблизительно 10 вес.% указанного четвертичного амина, и от 0,1% до 5 вес.% указанной содобавки.

23. Способ по п.18, в котором указанный четвертичный амин выбирают из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, изостеариламидопропилморфолина, диметилалкилглицеринаммонийхлорида или их смеси, а указанную, по меньшей мере, одну содобавку выбирают из С1014 линейного алкилсульфоната, С 1014 линейного альфа-олефинсульфата, С 1014 линейного альфа-олефинсульфоната, С 1014 линейного сульфоната жирной кислоты, или их смеси.

24. Способ по п.18, в котором указанный четвертичный амин выбирают из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, а указанной содобавкой является С12 альфа-олефинсульфонат натрия.

Описание изобретения к патенту

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим составам и к способам и средствам для модификации реологического поведения водных флюидов, таких, как используются в бурении скважин, во флюидах для воздействия на пласт и подобных подземных операциях.

Уровень изобретения

Флюиды применяют в операциях бурения скважин, например, чтобы охлаждать и смазывать буровую коронку, отводить твердую выбуренную породу и другие обломки, суспендировать выбуренную породу и пустую породу, если столб флюида является статическим, регулировать подповерхностное давление, предотвращать сжатие или образование пустот, суспендировать расклинивающие средства и минимизировать повреждение до какой-либо потенциальной производственной зоны. В операциях воздействия (гидравлического) на пласт флюиды применяют для передачи давления от одного места к другому.

Буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт могут быть на водной или масляной основе. Как правило, буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт могут включать один или более загустителей, смазок и антикоррозийных добавок для водного флюида. Водный флюид может быть пресной водой или рассолом и может включать водные растворы кислот, щелочей, низших алканолов (метанола, этанола и пропанола), гликолей и тому подобное, при условии, что жидкость, смешивающаяся с водой, не воздействует неблагоприятно на вязкоупругие свойства водного флюида. Также включенными являются эмульсии несмешивающихся жидкостей в воде и водные суспензии твердых частиц, таких как глина.

Вязкоупругость является желательным реологическим признаком буровых флюидов, флюидов для ремонта скважин и для заканчивания скважин и флюидов для воздействия на пласт, которые могут быть обеспечены средствами модификации флюида, такими как полимерные средства и поверхностно-активные гелирующие средства.

Вязкоупругие флюиды представляют собой флюиды, которые показывают как упругое, так и вязкое поведение. Упругость определяют как мгновенный деформационный ответ материала на приложенное напряжение. Как только напряжение удаляют, материал возвращается к своему недеформированному равновесному состоянию. Этот тип поведения ассоциируется с твердыми телами. С другой стороны, вязкое поведение определяют как непрерывную деформацию, возникающую от приложенного напряжения. Через некоторое время скорость деформации (скорость сдвига или интенсивность деформации в целом) становится устойчивой. Как только напряжение удаляют, материал не возвращается в свое начальное недеформированное состояние. Этот тип поведения ассоциируется с жидкостями. Вязкоупругие флюиды могут вести себя как вязкая жидкость или упругое твердое тело, или их комбинация, в зависимости от примененного напряжения на систему и временных рамок наблюдения. Вязкоупругие флюиды показывают упругий ответ немедленно после того, как приложено напряжение. После начального упругого ответа ослабляется деформация, и флюид начинает течь в вязком режиме. Упругое поведение флюидов, как полагают, значительно помогает в транспорте твердых частиц. Вязкость вязкоупругого флюида может также меняться в зависимости от напряжения или интенсивности приложенной деформации. Однако в случае деформаций сдвига вязкость флюида падает с увеличивающейся скоростью сдвига или сдвигового напряжения. Это поведение обычно упоминается как "утончение сдвига". Вязкоупругость во флюидах, которая вызывается поверхностно-активными веществами, может проявлять поведение утончения сдвига. Например, когда такой флюид пропускают через насос или применяют вблизи вращающейся буровой коронки, флюид находится в условиях высокой скорости сдвига, и вязкость низка, что приводит к низким фрикционным давлениям и экономии энергии перекачки. Когда сдвиговое напряжение уменьшается, флюид возвращается к условию более высокой вязкости. Это происходит потому, что вязкоупругие свойства вызываются агрегациями поверхностно-активного вещества во флюиде. Эти агрегаты будут регулировать состояние флюида и будут образовывать различные агрегированные формы при различных сдвиговых напряжениях. Таким образом, можно иметь флюид, который ведет себя как высоковязкий флюид при низких скоростях сдвига и как низковязкий флюид при более высоких скоростях сдвига. Высоко-низкие сдвиго-скоростные вязкости хороши для транспорта твердых частиц.

Упругий компонент вязкоупругого флюида может также сказаться на значении предела текучести. Это позволяет вязкоупругому флюиду суспендировать нерастворимый материал, например песок или выбуренную породу, в течение большего интервала времени, чем вязкому флюиду той же самой кажущейся вязкости. Пределы текучести, которые слишком высоки, не являются хорошим качеством в бурении, поскольку могут сделать перезапуск буровой коронки очень трудным и вызвать состояние, называемое "прихваченной бурильной трубой".

Другой функцией модификаторов флюида в применении для бурения нефтяных скважин является модификация проницаемости. Вторичная регенерация нефти из резервуаров включает пополнение искусственными средствами естественной энергии, свойственной резервуару, чтобы извлечь нефть. Например, когда нефть находится в пористой породе, ее часто регенерируют, выталкивая флюидом, таким как рассол, подаваемым под давлением через одну или больше буровых скважин (скважину закачивания) в формации резервуара, чтобы заставить нефть идти в ствол скважины, из которой она может быть извлечена. Однако у породы часто есть области высокой и низкой проницаемости. Введенный рассол может найти свой путь через области высокой проницаемости, оставляя нерегенерированную нефть в областях низкой проницаемости.

Применялись разные способы, чтобы решить эту проблему. Например, патент США № 5101903 раскрывает способ для того, чтобы снизить проницаемость более проницаемой зоны подземной формации, имеющей неодинаковую проницаемость. Способ включает подачу в формацию смеси поверхностно-активного вещества и спирта, причем смесь подают в количестве, эффективном, чтобы снизить проницаемость более проницаемой зоны формации. Предпочтительное поверхностно-активное вещество представляет собой оксид амина, такой как оксид диметил(насыщенный алкил)амина, поставляемый в воде. Предложенный спирт представляет собой изопропиловый спирт (изопропанол). Способ может включать дальнейшую стадию подачи спиртовой порции, следующую за подачей смеси спирта и поверхностно-активного вещества.

Патент США № 4745976 раскрывает способ для частичного или полного блокирования областей высокой проницаемости резервуара. Способ основан на способности вызывать фазовые переходы в растворах поверхностно-активного вещества изменением противоионов или добавлением малых количеств различных поверхностно-активных веществ. Водный раствор ионного поверхностно-активного вещества может иметь вязкость, только немного отличающуюся от рассола, но увеличение концентрации соли или добавление многовалентного противоиона может заставить поверхностно-активное вещество образовать твердый осадок или образовать гелеподобную высоковязкую структуру. В способе по патенту США № 4745976 первый раствор поверхностно-активного вещества вводят в формацию вслед за водорастворимым вытеснительным флюидом, затем следует второй раствор поверхностно-активного вещества. На in situ смешивание двух растворов поверхностно-активного вещества влияет тенденция различных типов поверхностно-активного вещества двигаться с разными скоростями через резервуар. Составы первого и второго растворов поверхностно-активных веществ выбирают так, что после смешивания осажденная или гелеподобная структура будет формироваться, блокируя зону высокой проницаемости резервуара.

Сущность изобретения

В соответствии с настоящим изобретением реологию водного флюида изменяют способом, который включает добавление к указанному водному флюиду вязкоупругого состава в количестве, достаточном для формирования вязкоупругого флюида. Вязкоупругий состав по изобретению включает комбинацию i) по меньшей мере, одного четвертичного алкиламидоамина, и ii) по меньшей мере, одной совместно действующей добавки, включающей линейный С824 алкил- и (или) альфа-олефинсульфат и (или) -сульфонат.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение, в целом, относится к вязкоупругому составу, который включает комбинацию i) по меньшей мере, одного четвертичного алкиламидоамина, и ii) по меньшей мере, одной совместно действующей добавки.

Четвертичный алкиламидоамин, применимый в вязкоупругом составе по изобретению, имеет общую формулу

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, R3 , R4 и R5 - независимо выбранные из C 1-C6 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной цепи, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой приемлемый противоион. Альтернативно, R3, R4 и/или R5 вместе могут образовывать гетероциклическое ядро, содержащее до шести членов.

R1 предпочтительно получают из насыщенной алифатической цепи, полученной из естественных жиров или масел, имеющих йодное число от приблизительно 1 до приблизительно 140, предпочтительно от приблизительно 30 до приблизительно 90, и более предпочтительно от 40 до приблизительно 70. R1 может быть ограничен единственной длиной цепи или может быть смешанной длиной цепи, такой как цепи групп, полученные из естественных жиров и масел или нефтяного сырья. Предпочтительными являются алкил животного жира, отвержденный алкил животного жира, алкил рапсового масла, алкил отвержденного рапсового масла, эруковый алкил, алкил таллового масла, отвержденный алкил таллового масла, кокосовый алкил, олеил или соевый алкил; R2 представляет собой нормально-цепную или разветвленную, замещенную или незамещенную двухвалентную группу алкилена, содержащую от 2 до приблизительно 6 атомов углерода, предпочтительно 2-4 атома углерода и более предпочтительно 3 атома углерода. R3, R4 и R5, одинаковые или различные, выбирают из алкильной, арильной или гидроксиалкильной группы, содержащей от 1 до приблизительно 8 атомов углерода углеродистых атомов, и являются предпочтительно гидроксиэтилом или метилом. Альтернативно, R3, R 4 и R5 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическое ядро, содержащее до 6 атомов. R5 представляет собой водород или C 1-C4 алкильную или гидроксиалкильную группу, и X- представляет собой приемлемый противоион, включая, но не ограничиваясь ими, галогениды, оксо-ионы фосфора, серы или хлорид, органические анионы, включая, но не ограничиваясь ими, хлориды, бромиды, йодиды, оксиды фосфора, гипохлориты, фосфаты, оксиды серы, сульфаты, сульфиты, сульфонаты, фосфаты, ацетаты, карбоксилаты, хлораты, перхлораты, салицилаты, фталаты, лактаты, малеаты, глицинаты, цитраты, лимонную кислоту, молочную кислоту, салициловую кислоту, фталевую кислоту, бензойную кислоту, нафтойную кислоту, аминокислоты и тому подобное.

Определенные примеры четвертичных алкиламидоаминов, применяемых в заявленном составе, включают, но не ограничиваются ими, эруциламидопропилтриметиламмонийхлорид, изостеариламидопропилморфолин, диметилалкилглицеринаммонийхлорид и тому подобное.

В качестве второго компонента вязкоупругий состав по изобретению использует, по меньшей мере, одну совместно действующую добавку (содобавку) и (или) одно совместно действующее поверхностно-активное вещество (со-ПАВ). Содобавка действует так, чтобы усилить вязкость вязкоупругого геля вышеупомянутого четвертичного алкиламидоамина, особенно при повышенных температурах. Она также снижает время созревания вязкоупругого геля, чтобы сократить стадию получения такого геля в этой области техники. Предпочтительные содобавки включают, но не ограничиваются ими, сульфонаты, сульфаты, минеральные и органические кислоты. Особенно эффективные содобавки представляют собой линейные алкилсульфаты/сульфонаты, линейные альфа-олефинсульфаты/сульфонаты, линейные сульфонаты жирной кислоты и (или) линейные сульфосукцинаты, необязательно включающие один или больше сложноэфирных фрагментов. Предпочтительно эти сульфаты и сульфонаты имеют одну или больше C6 -C24 групп, предпочтительно C10-C24 групп. Примерами являются продукты формулы, приведенной ниже

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

По различным причинам могут быть предпочтительными соли C624, предпочтительно C1014 альфа-олефинсульфоната натрия.

Вышеупомянутый вязкоупругий состав реологически устойчив при температурах до приблизительно 150°C (300°F) и преимущественно образует вязкоупругие гели в рассолах низкой или высокой плотности с сильной упругостью, которые являются подходящими для переноса твердых материалов в подземных операциях.

Настоящее изобретение также относится к способу воздействия на пласт и (или) модификации проницаемости подземной формации вязкоупругим составом по изобретению, и к буровым флюидам, флюидам заканчивания скважины, флюидам ремонтных работ, подкисляющим составам и тому подобное, включающим вязкоупругий состав по настоящему изобретению. Вязкоупругие составы по настоящему изобретению могут также применяться, чтобы гелировать большинство других водных систем, таких как системы, используемые в чистящих составах, покрытиях из водоразбавляемого лакокрасочного материала, моющих составах, составах личной гигиены, составах асфальта на водной основе и тому подобное. Отношение четвертичного алкиламидоамина к содобавке в вязкоупругом составе по изобретению, по весу, изменяется от приблизительно 1000 до 1; в другом варианте - от 100 до 2; и в еще другом варианте - от 20 до 5. Вообще, интервал составляет от приблизительно 10:1 до приблизительно 3:1, в другом варианте - от 6:1 до приблизительно 4:1.

Водный вязкоупругий состав, особенно применимый в подземных работах, может быть получен добавлением одного или больше катионных гелирующих средств, таких, как описано ниже. Концентрация гелирующего средства в водном вязкоупругом составе находится обычно в интервале от приблизительно 0,5% до приблизительно 10 вес.%, предпочтительно от приблизительно 2% до приблизительно 8 вес.%, и более предпочтительно приблизительно от 3% приблизительно до 5 вес.% в расчете на общий вес состава. Концентрация содобавки в водном вязкоупругом составе находится обычно в интервале от приблизительно 0,001% до приблизительно 10 вес.%, предпочтительно от приблизительно 0,01% до приблизительно 1 вес.% и более предпочтительно от приблизительно 0,1% до приблизительно 0,5 вес.% в расчете на общий вес состава. Водный состав по изобретению может включать неорганические соли и различные добавки, как описано здесь ниже. Такой состав преимущественно вводят, например, в подземную систему для применения в бурении, воздействии на пласт (таком как гидравлическое образование трещин), для модификации проницаемости подземных формаций и для такого применения, как заполнение скважинного фильтра гравием и цементирования. Предпочтительный вязкоупругий состав по изобретению включает эруциламидопропилтриметиламмонийхлорид, и С12альфа-олефинсульфонат, то есть, например, лаурилсульфат натрия.

В предпочтительном варианте способный литься концентрированный состав гелирующего средства по настоящему изобретению получают сначала синтезом компонента четвертичного алкиламидоамина реакцией соответствующей жирной кислоты с диметиламинопропиламином (ДМАПА) и затем кватернизацией хлористым метилом. Компонент четвертичного алкиламидоамина затем комбинируют с содобавкой при предпочтительном отношении 10:1.

Концентрация вязкоупругого состава предпочтительно изменяется от приблизительно 1% до приблизительно 10% в зависимости от желательной вязкости, более предпочтительно от приблизительно 2 до 8%, и наиболее предпочтительно от приблизительно 3% до приблизительно 5%.

Рассолы, гелированные такими средствами, преимущественно применяют в качестве водного средства закупорки, выталкивающего флюида, флюида для гидроразрыва, бурового раствора, флюида для заполнения скважинного фильтра гравием, флюида для ремонтных работ, флюида заканчивания скважины и тому подобное.

Вязкоупругие составы по настоящему изобретению могут также быть использованы, чтобы гелировать большинство других водных систем, включая, но не ограничиваясь ими, средства, используемые в чистящих и дезинфицирующих составах, покрытиях на водной основе (например, красках), моющих составах, составах личной гигиены, асфальтовые системы на водной основе, бетон, строительные изделия, (например, цементный раствор, штукатурка, герметик и тому подобное), сельскохозяйственные средства контроля за дрейфом и тому подобное.

Когда используется в приложениях воздействия на пласт, за исключением флюида для гидроразрыва и флюида для заполнения скважинного фильтра гравием, вязкоупругий флюид может необязательно включать смазки, ингибиторы коррозии и различные другие добавки.

Смазки могут включать металлические или аминные соли органических кислот серы, фосфора или бора или карбоновых кислот. Типичными такими солями являются карбоновые кислоты, содержащие 1-22 атомов углерода, включая как ароматические, так и алифатические кислоты; кислоты серы, такие как алкил- и арилсульфокислоты и тому подобное; кислоты фосфора, такие как фосфорная кислота, фосфористая кислота, фосфиновая кислота и фосфорнокислые сложные эфиры, и аналогичные серные гомологи серы, такие как тиофосфорная и дитиофосфорная кислоты и сложные эфиры таких кислот; меркаптобензотиазол; кислоты бора, включая борную кислоту, кислотные бораты и тому подобное; и аминные соли лауриновой кислоты.

Ингибиторы коррозии могут включать нитриты, нитраты, фосфаты, силикаты и бензоаты щелочного металла. Представители подходящих органических ингибиторов включают кислотные соединения, нейтрализованные гидрокарбиламином и гидрокси-замещенным гидрокарбиламином, такие как нейтрализованные фосфаты и гидрокарбилфосфатные эфиры, нейтрализованные жирные кислоты (например, кислоты, которые имеют от 8 до приблизительно 22 атомов углерода), нейтрализованные ароматические карбоновые кислоты (например, 4-(трет-бутил)бензойная кислота), нейтрализованные нафтеновые кислоты и нейтрализованные гидрокарбил-сульфонаты. Смешанные соли сложных эфиров алкилированных сукцинимидов также полезны. Антикоррозийные добавки могут также включать алканоламины, такие как этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и соответствующие пропаноламины, так же, как морфолин, этилендиамин, N,N-диэтилэтаноламин, альфа- и гамма-пиколин, пиперазин и изопропиламиноэтанол.

Флюиды воздействия на пласт могут также включать добавки для специального применения, чтобы оптимизировать характеристики флюида. Примеры включают пигменты; краски; дезодоранты, такие как цитронелла; бактерициды и другие антибактериальные препараты; средства для образования хелатных соединений, такие как натриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты или нитрилотриуксусной кислоты; противоморозные средства, такие как этиленгликоль и аналогичные полиоксиалкиленполиолы; противопенные средства, такие как кремнийсодержащие материалы, и стабилизаторы сдвига, такие как коммерчески доступные полиоксиалкиленполиолы. Противоизносные средства, модификаторы трения, средства против скольжения и смазочные средства также могут быть добавлены. Также включают противозадирные присадки, такие как сложные эфиры фосфорной кислоты и диалкилдитиофосфат цинка.

Поверхностно-активные вещества, раскрытые и описанные здесь, преимущественно применяют в качестве гелирующих средств во флюидах для гидроразрыва. Такие флюиды создают каналы или трещины в нефтепроизводящих зонах резервуара, чтобы улучшить добычу нефти, обеспечивая путь высокой проницаемости из пористой породы до ствола скважины. Как правило, в зоны низкой проницаемости флюиды для гидроразрыва закачивают при давлениях, превышающих давление покрывающих слоев породы формации, таким образом вызывая расколы и трещины в породе формации. Расклинивающие средства (например, измельченное вещество) добавляют к флюиду, чтобы предохранить вызванные трещины от закрывания после фазы закачки расклиниванием открытых вызванных щелей и трещин.

Гелирующие средства добавляют к флюиду, чтобы транспортировать такие расклинивающие средства и снизить утечку флюида. В зонах более высокой проницаемости могут использоваться различные способы, но часто применяют загустители флюида.

Вязкоупругие составы, раскрытые здесь, обеспечивают несколько преимуществ перед полимерами (например, полисахаридами), в настоящее время применяемыми как гелирующие средства для скважинных флюидов. Например, соединения, сформулированные здесь (особенно четвертичные алкиламидоамины и, более подробно, четвертичные алкиламидопропиламины), когда используются как гелирующие средства для скважинного флюида, производят меньше отходов на формацию, которые могли бы привести к повреждению формации в течение и после скважинного процесса. Кроме того, легче приготовить гелированный флюид по сравнению с полимерами, которые обычно должны быть гидратированы, и гелированный флюид может быть разработан так, чтобы "разрушаться" температурами формации или другими факторами, такими как окислители или кислоты. Можно также "разрушить" гелированный флюид при использовании растворителей, таких как углеводороды, спирты или даже нефть из формации. Гелирующие средства, описанные ниже, применимы в широком интервале температур в зависимости от длины цепи и могут помочь в удалении нефти из формации.

Подходящий скважинный флюид может включать пресную воду или морскую воду или рассол, содержащий хлорид натрия (обычно 1-5 вес.%) и (или) хлорид кальция (обычно 0,5-3 вес.%), к которому необязательно добавляют от приблизительно 3% до приблизительно 10%, и предпочтительно от приблизительно 4% до приблизительно 6% вязкоупругого состава по настоящему изобретению.

В целях селективной модификации проницаемости подземных формаций породы вязкоупругий состав по изобретению может сначала быть смешан с водой, чтобы образовать вязкоупругий флюид, который затем вводят в породную формацию в количестве, эффективном, чтобы снизить проницаемость более проницаемых зон формации. Концентрация вязкоупругого состава во флюиде может быть от приблизительно 0,5% до приблизительно 10%, предпочтительно от приблизительно 2% до приблизительно 8%, и более предпочтительно от приблизительно 3% до приблизительно 5 вес.%.

Следующие не ограничивающие примеры иллюстрируют способ изменения реологических свойств водных флюидов по настоящему изобретению.

Получение вязкоупругого состава по настоящему изобретению

Arquad® APA-E (показан ниже) получают реакцией эруковой кислоты с ДМАПА и последующей кватернизацией хлористым метилом в подходящем растворителе. Конечный продукт содержит 80% активного компонента и 20% растворителя. Структура активного компонента показана ниже.

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

Witconate® AOS-12 является коммерческим поверхностно-активным веществом, просто приобретаемым из Akzo Nobel Surface Chemistry LLC, Chicago, Illinois, который является 40% натриевой солью С12 альфа-олефинсульфоната.

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

При получении вязкоупругого состава Arquad APA-E и Witconate AOS-12 смешивали в отношении от 6 до 1, с добавлением стабилизаторов, чтобы получать устойчивый прозрачный жидкий продукт.

Методика сравнительного тестирования вязкости

Все образцы вязкости испытывали на ротационном чашечном вискозиметре Brookfield PVS. Все измерения вязкости были проведены при давлении азота 20,7 бар (300 фунтов на квадратный дюйм). Прибор калибровали при различном числе оборотов в минуту, применяя стандарт вязкости 100 cП. Образец был подготовлен согласно следующей процедуре: желательное количество материала добавляли в waring мешалке с водным KCI при медленной скорости, затем смешивали с высоким сдвигом в течение 3 минут. Затем образец выдерживали в течение ночи при комнатной температуре, чтобы удалить лишнюю пену. Был получен прозрачный гель. Этот гель использовали, чтобы выполнить тесты определения вязкости, используя вискозиметр Brookfield PVS с геометрией Fann 50 и отвесом B5. Обычно образец объемом 40 мл использовался для измерений. Все значения вязкости приведены в сантипуазах (сП).

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

Пример 1 - кривые нагрева 3,4% Arquad APA-E + 0,6% Witcolate LCP (Гель 1) и 3,0% Arquad APA-E + 2% Witconate SXS (Гель 2) в 4% KCI при 100 с-1

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

Пример 2 - кривая сдвига геля 3,4% Arquad APA-E + 0,6% Witconate AOS-12 в 4% KCI при комнатной температуре

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

Пример 3 - кривая нагрева геля 2,6% Arquad APA-E + 0,4% Witconate AOS-12 в 14,2 ppg* CaBr2 в 100 с-1

высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости   низко- и высокоплотных рассолов, патент № 2453576

Пример 4 - кривая сдвига геля 2,6% Arquad APA-E + 0,4% Witconate AOS-12 в 14,2 ppg* CaBr2 при комнатной температуре.

* ppg означает плотность в фунтах (0,453 г) на галлон (3,785 л) при 20°C, означая, что CaBr2 добавляют к водной фазе в таком количестве, что эта плотность достигается.

Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2453576

patent-2453576.pdf

Класс C09K8/04 водные составы для бурения скважин

способ получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе -  патент 2491411 (27.08.2013)
способы и композиции для обработки подземных участков -  патент 2361897 (20.07.2009)
вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах -  патент 2356929 (27.05.2009)
способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации -  патент 2351627 (10.04.2009)
цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости -  патент 2333225 (10.09.2008)
реагент для обработки буровых растворов и способ его получения -  патент 2321611 (10.04.2008)
стабильная водомасляная эмульсия -  патент 2313567 (27.12.2007)
способ повышения вязкости и стабильности водомасляных эмульсий -  патент 2313566 (27.12.2007)
состав для приготовления гидрофобной эмульсии и гидрофобная эмульсия -  патент 2296791 (10.04.2007)
способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ -  патент 2283418 (10.09.2006)

Класс C09K8/62 составы для образования трещин или разрывов

базовые жидкости, безвредные для окружающей среды, и способы их приготовления и использования -  патент 2503704 (10.01.2014)
термоисточник для термогазогидравлического разрыва пласта -  патент 2492319 (10.09.2013)
композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц -  патент 2443856 (27.02.2012)
применение композиции уплотнителя для уменьшения диагенеза -  патент 2432381 (27.10.2011)
множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе -  патент 2422487 (27.06.2011)
поверхностно-активные вещества на основе ортоэфиров и сопряженные методы -  патент 2412224 (20.02.2011)
способы использования частиц с нанесенным полимерным покрытием -  патент 2397320 (20.08.2010)
стержневые расклинивающие агенты и добавки, препятствующие притоку в ствол скважины, способы их получения и способы использования -  патент 2381253 (10.02.2010)
способы и композиции для обработки подземных участков -  патент 2361897 (20.07.2009)

Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий

способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах -  патент 2528805 (20.09.2014)
водные пенообразующие композиции с совместимостью с углеводородами -  патент 2528801 (20.09.2014)
способ снижения вязкости углеводородов -  патент 2528344 (10.09.2014)
применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти -  патент 2528326 (10.09.2014)
усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта -  патент 2528186 (10.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи -  патент 2528183 (10.09.2014)
способ освоения нефтяных и газовых скважин -  патент 2527419 (27.08.2014)
жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения -  патент 2527102 (27.08.2014)
состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта -  патент 2526943 (27.08.2014)
способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин -  патент 2525413 (10.08.2014)

Класс E21B43/26 формированием трещин или разрывов 

способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме -  патент 2528757 (20.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта -  патент 2528309 (10.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта -  патент 2528308 (10.09.2014)
улучшенные способы размещения и отклонения текучих сред в подземных пластах -  патент 2527988 (10.09.2014)
способ интенсификации работы скважины -  патент 2527913 (10.09.2014)
жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения -  патент 2527102 (27.08.2014)
способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи -  патент 2526937 (27.08.2014)
способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления -  патент 2526430 (20.08.2014)
способ направленного гидроразрыва массива горных пород -  патент 2522677 (20.07.2014)
способ разработки неоднородной нефтяной залежи -  патент 2517674 (27.05.2014)
Наверх