Способы для осушения сланцеватых подземных геологических формаций

Способы для осушения сланцеватых подземных геологических формаций

Реферат

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к получению углеводородов, в частности к способам увеличения добычи газа из сланцеватых геологических формаций, имеющих высокую насыщенность водой, и более конкретно к понижению насыщенности водой в геологической формации, непосредственно окружающей либо ствол скважины, либо поверхность трещины, путем обработки геологической формации с помощью поверхностно-активных веществ, имеющих хорошие характеристики смачивания нефтью в присутствии сланцев. Уменьшение насыщенности водой увеличивает поток углеводородов в этих геологических формациях. Эти способы могут быть использованы при бурении, заканчивании, возбуждении притока текучей среды из геологической формации в скважину (закисление, или гидрокислотный разрыв, или гидравлический разрыв), ремонтных работах или капитальном ремонте, и для увеличения потока из природных трещин или из геологических формаций, не подвергавшихся возбуждению притока.

Предпосылки изобретения

Настоящее изобретение относится в целом к добыче углеводородов (нефти и природного газа) из скважин, которые бурят в земле. Углеводороды получают из подземной геологической формации (то есть "резервуара") путем бурения ствола скважины, который проникает сквозь геологическую формацию, содержащую углеводороды. Для того чтобы получить углеводороды, то есть для их прохождения из геологической формации к стволу скважины и, в конечном счете, к поверхности при скоростях потока, достаточных для их экономически оправданной добычи, должен существовать или обеспечиваться по существу беспрепятственный путь прохождения из подземной геологической формации к стволу скважины, а затем к поверхности. Разумеется, желательно довести до максимума как скорость потока, так и общую величину потока углеводородов из подземной геологической формации к поверхности, где они могут быть добыты.

Добыча углеводородов, как правило, ограничивается двумя главными факторами резервуара: пористостью и проницаемостью. Даже если пористость является адекватной, эффективная проницаемость для углеводородов может быть ограничена. Когда в проницаемой системе присутствует более одной текучей среды, поток каждой из них зависит от количества и распределения всех остальных; в частности, относительные потоки зависят от того, какая текучая среда представляет собой "смачивающую" фазу, то есть текучую среду, которая покрывает собой поверхности. В зависимости от множества факторов одна текучая среда может течь, тогда как другая - нет. В результате застойного состояния текучей среды в геологической формации естественным образом понижается скорость извлечения углеводородов. К этому имеются как простые, так и сложные причины. В самом простом случае присутствие текучей среды, в частности воды или насыщенного солевого раствора, в геологической формации действует в качестве барьера для миграции углеводородов из геологической формации в ствол скважины. Более точно, текучая среда на водной основе, нагнетаемая во время обработок скважин, может насыщать пространства пор в обрабатываемой области, предотвращая миграцию углеводородов в эти же пространства пор или через них. Подобным же образом, если скважина должна разрабатываться без начального возбуждения притока, естественно присутствующие в геологической формации на пути протекания или на потенциальном пути протекания текучие среды на водной основе могут затруднять добычу.

Действительно, понижение эффективной проницаемости, вызываемое застойными текучими средами, часто ограничивает пределы добычи углеводородов (как скорость, так и производительность) из данной скважины. Для достижения увеличения производительности скважины необходимо поэтому удаление застойной текучей среды из геологической формации. Не существует вполне удовлетворительного способа для удаления этих текучих сред и, тем самым, предотвращения понижения добычи из-за их присутствия.

В естественном состоянии геологические формации могут быть смачиваемыми нефтью, смачиваемыми водой или иметь смешанную смачиваемость в зависимости от природы текучих сред и геологической формации. (В этом и в последующих обсуждениях термин "смачиваемый нефтью" рассматривается как охватывающий поверхности, которые "смачиваются" также адсорбированным, конденсированным или сжатым газом). Когда внутренняя поверхность нефте- или газоносной геологической формации или пора, образованная поверхностью трещины, является смачиваемой нефтью, нефтяная фаза займет поверхность поры, а также мельчайшие, едва проницаемые пути проникновения. Как таковые нефть или газ должны будут протекать через ограниченный путь для их добычи, а вода, которая является несмачивающей, будет способна к протеканию через наименее ограниченный путь протекания с высокой проницаемостью. По этой причине для доведения до максимума способности к протеканию нефти или газа, как правило, является предпочтительным, чтобы поверхность поры смачивалась водой.

Единственным исключением из этой рекомендации является специфический случай извлечения метана из угольных пластов. В таких типах геологических формаций большая часть газа в угле является адсорбированной на очень высокой площади внутренней поверхности смачиваемых нефтью органических составляющих угля, и, как следствие, угли описываются как являющиеся, как правило, смачиваемыми нефтью в отличие от обычных газовых резервуаров, которые состоят из неорганических минералов, которые, как правило, являются смачиваемыми водой. В патенте США №5229017 Nimerick et al. говорят, что обработка угольных геологических формаций с помощью обезвоживающих веществ для создания устойчивых смачиваемых нефтью поверхностей угля увеличивает добычу газа путем уменьшения тенденции мелкодисперсных образований геологической формации к миграции и увеличения дренажа воды из геологической формации. Более конкретно, Nimerick et al. описывают использование некоторых органических поверхностно-активных веществ, выбранных из производных бутиленоксидов или полиэтиленкарбонатов, для гидравлического разрыва.

Однако Nimerick et al. ничего не говорят о других обычных операциях, связанных с резервуаром, таких как бурение, заканчивание, ремонтные работы, закисление, гидрокислотный разрыв или увеличение потока в природных трещинах, они также не упоминают обработок обычных газовых резервуаров, которые, как правило, являются смачиваемыми водой или должны стать смачиваемыми водой, или в которых добываемые углеводороды находятся в пористой минеральной матрице, такой как сланцевые геологические формации, подобные девонским сланцам и сланцам Барнетта. Для этих обычных геологических формаций общее предписание по-прежнему состоит в том, что смачиваемые водой поверхности являются предпочтительными.

Наблюдается, что, когда геологическая формация представляет собой сланец, который имеет высокое содержание воды, добыча углеводородов, особенно если они находятся в геологической формации в основном в виде адсорбированного, конденсированного газа, может быть растянутой по времени и медленной. Проблема, как правило, возникает в газовых скважинах, таких как скважины в сланцевых геологических формациях, которые содержат высокие концентрации адсорбированного газа, прежде всего природного газа (который авторы будут упоминать как "метан" в следующих далее обсуждениях) в противоположность тем, которые содержат, прежде всего, сжатый, но неадсорбированный газ. Для таких скважин самым главным является удаление воды настолько быстро и полно, насколько это возможно, с тем, чтобы довести до максимума скорость добычи и общую добычу метана. Таким образом, оператор может применять максимальное снижение давления в геологической формации, а не в стволе скважины. Вода внутри геологической формации ускоряет десорбцию и протекание газа.

Для тех сланцеватых геологических формаций, которые содержат адсорбированные газообразные углеводороды, авторы обнаружили, что было бы приемлемым, чтобы геологическая формация была смачиваемой нефтью во время добычи газа, поскольку это дает возможность для более быстрого и более полного удаления воды и для открывания большего количества пор для протекания газа. Является также преимуществом сведение к минимуму миграции мелкодисперсных частиц, поскольку мелкодисперсные частицы блокируют в системе добычи пути проникновения из геологической формации к скважинному оборудованию и к наземному оборудованию. В целом такие же факторы и аргументы с соответствующей модификацией с учетом конкретных ситуаций относятся к возбуждению притока текучей среды из геологической формации в скважину (закислению, или гидрокислотному разрыву, или гидравлическому разрыву), ремонтным работам или капитальному ремонту и при увеличении потока из природных трещин или из геологических формаций, не подвергавшихся возбуждению притока.

Краткое описание изобретения

Существует множество операций, связанных с нефтяными и газовыми скважинами, в которых геологические формации являются смачиваемыми нефтью или становятся смачиваемыми нефтью, и присутствие значительных количеств воды в порах или трещинах является вредным. Общим знаменателем способов, охватываемых настоящим изобретением, является то, что все они имеют дело с увеличением добычи углеводородов из подземных геологических формаций, которые содержат адсорбированные и сжатые газообразные углеводороды, в частности метан, в матрицах, богатых сланцами, и что это увеличение достигается путем такого воздействия на геологическую формацию, что она становится или остается смачиваемой нефтью, таким образом способствуя осушению сланца и доводя до максимума количество путей протекания для углеводородов. Под "таким воздействием на геологическую формацию, что она становится или остается смачиваемой нефтью", авторы подразумевают, что если геологическая формация была смачиваемой водой, она становится смачиваемой нефтью и продолжает быть смачиваемой нефтью, хотя достаточно большой объем воды или насыщенного солевого раствора протекает через геологическую формацию и удаляется из нее для получения результатов, требуемых от данного способа обработки, и, если геологическая формация была смачиваемой нефтью, она продолжает оставаться смачиваемой нефтью, хотя достаточно большой объем воды или насыщенного солевого раствора протекает через геологическую формацию и удаляется из нее для получения результатов, требуемых от данного способа обработки. Под "адсорбированным и сжатым" газом авторы подразумевают, что геологическая формация содержит адсорбированный газ на поверхностях и дополнительный газ, содержащийся в порах геологической формации, в сжатом состоянии.

Авторы обнаружили, что конкретные типы обезвоживающих веществ, которые оставляют долговременно смачиваемую нефтью поверхность, значительно увеличивают осушение сланца, ускоряют добычу газа и увеличивают общее количество добытого газа. В частности, эти вещества содержат:

(a) органические поверхностно-активные соединения, имеющие формулу R1-(EOx-PrOy-BuOz)H, где R1 представляет собой спирт, фенол или производное фенола, или жирную кислоту, имеющую от 1 до 16 атомов углерода, EO представляет собой этиленоксидную группу, и x равен от 1 до 20, PrO представляет собой пропиленоксидную группу, и y равен от 0 до 15, и BuO представляет собой бутиленоксидную группу, и z равен от 1 до 15;

(b) органический полиэтиленкарбонат, имеющий формулу

R2-(-CH2-CH2-O-C(O)-O-)qH

где R2 представляет собой спирт, имеющий от 7 до 16 атомов углерода, и q равен от 7 до 16;

(c) бутоксилированные гликоли, имеющие от 1 до 15 бутиленоксидных групп;

(d) этоксилированные-бутоксилированные гликоли, имеющие от 1 до 5 этиленоксидных групп и от 5 до 10 бутиленоксидных групп; и

(e) алкил-аминокарбоновые кислоты или карбоксилаты.

Эти обезвоживающие вещества имеют хорошие характеристики, связанные со смачиваемостью нефтью. Способность понижать насыщенность водой в содержащих газ сланцах будет увеличивать относительную проницаемость для газа в геологической формации. Эта увеличенная проницаемость для газа будет повышать производительность скважины и значительно улучшит экономические характеристики процессов обработки нефтяных месторождений, использующих текучие среды, которые содержат эти обезвоживающие вещества. Прочная адсорбция обезвоживающего вещества на поверхности сланца поддерживает состояние смачиваемости нефтью, таким образом способствуя понижению насыщенности водой в сланце. Поверхностно-активные вещества, которые приводят к возникновению поверхностей геологической формации, смачиваемых водой, не будут пригодными для использования.

Одно из воплощений изобретения представляет собой способ для осушения сланцеватой содержащей углеводороды подземной геологической формации, которая содержит адсорбированный и сжатый газ, включающий стадии приведения в контакт геологической формации с эффективным количеством текучей среды для обработки скважин, содержащей одно или несколько обезвоживающих веществ, под действием которых геологическая формация становится и остается смачиваемой нефтью; и удаления воды из геологической формации.

Другое воплощение представляет собой способ для увеличения добычи газа из сланцеватой содержащей углеводороды подземной геологической формации, которая содержит адсорбированный и сжатый газ, включающий стадии приведения в контакт геологической формации с эффективным количеством текучей среды для обработки скважин, содержащей одно или несколько обезвоживающих веществ, под действием которых геологическая формация становится и остается смачиваемой нефтью, удаления воды из геологической формации и удаления газа из геологической формации.

Еще одно воплощение настоящего изобретения представляет собой способ гидравлического разрыва сланцеватой подземной геологической формации, содержащей высокие концентрации адсорбированного и сжатого газа. Этот способ включает стадию нагнетания композиции текучей среды для обработки скважин по настоящему изобретению через ствол скважины в геологическую формацию при скорости потока и давлении, достаточных для создания или расширения трещин в геологической формации. Текучая среда для обработки скважин содержит одно или несколько поверхностно-активных веществ, которые создают или поддерживают смачиваемую нефтью поверхность. Обезвоживающие вещества будут особенно эффективными при способствовании извлечению нагнетаемой текучей среды для трещинообразования из геологической формации вблизи поверхности трещины, где ее закачивали в поры во время обработки с целью гидравлического разрыва. Кроме того, вода, содержащая поверхностно-активное вещество, может также содержать широкий набор функциональных добавок, для которых известно, что они улучшают рабочие характеристики обработки с целью трещинообразования. Такие функциональные добавки включают в себя полимеры, составы для поперечной сшивки, измельчающие вещества, биоциды, ингибиторы накипи, расклинивающий наполнитель и т.п..

Другие воплощения настоящего изобретения предусматривают обработку с целью ремонтных работ или капитального ремонта газовых скважин в сланцеватой подземной геологической формации, содержащей высокие концентрации адсорбированного и сжатого газа, для увеличения их осушения и добычи газа. Эти способы включают стадию нагнетания в скважину, которая была продуктивной в течение некоторого времени и уже могла или не могла подвергаться возбуждению притока (разрыву и/или закислению) в прошлом, и может содержать естественные трещины, композиции текучей среды для обработки скважин по настоящему изобретению и через ствол скважины в геологическую формацию при скорости потока и давлении, меньшем, чем давление разрыва.

Другие воплощения включают в себя закисление и гидрокислотный разрыв в сланцеватых подземных формациях, содержащих высокие концентрации адсорбированного и сжатого газа, то есть способы, как описывается выше, в которых нагнетаемая текучая среда способствует осушению и, кроме того, содержит кислоту и нагнетается при давлении либо выше, либо ниже, чем давление разрыва в геологической формации.

Еще одно воплощение представляет собой текучую среду для бурения или заканчивания, содержащую одно или несколько из обезвоживающих веществ для сланцев, описанных выше.

Эти и другие воплощения могут использовать вспененные или энергизированные текучие среды, если выбранные поверхностно-активные вещества известны как образующие стабильные пены или если текучие среды дополнительно содержат пенообразующие добавки, и выбранные поверхностно-активные вещества не являются противопенообразующими.

Другие воплощения станут понятны специалистам в области добычи подземных текучих сред.

Подробное описание изобретения

В соответствии с настоящим изобретением текучая среда на водной основе для обработки скважин используется при обработке скважин в сланцеватых геологических формациях, содержащих адсорбированные и сжатые газообразные углеводороды. В термин "обработка скважины" авторы включают бурение, заканчивание, ремонтные работы, возбуждение притока текучей среды из геологической формации в скважину (закисление или гидрокислотный разрыв, или гидравлический разрыв) и увеличение потока из естественных трещин или из геологических формаций, не подвергавшихся возбуждению притока. Любой из этих видов обработки скважин, исключая, разумеется, бурение и часть заканчивания, связанную с бурением, может быть повторен, если это желательно или необходимо, в обычном процессе управления эксплуатацией скважины или резервуара. Различные обработки нефтяных месторождений часто должны повторяться из-за изменений в структурах или в скоростях потоков, часто, в свою очередь, вызываемых изменениями температуры или давления или связанными с осаждением накипи, парафинов, асфальтенов и тому подобных. Обработка по настоящему изобретению может включать в себя осуществление такой начальной обработки в данной скважине или геологической формации либо последующую обработку (в этом случае начальная обработка может осуществляться или не осуществляться в соответствии со способами по настоящему изобретению). Текучая среда включает в себя обезвоживающее вещество для облегчения удаления воды из геологической формации, трещины или закисленной поверхности, если таковые существуют, и области геологической формации вблизи трещины, закисленной области или ствола скважины.

В следующем далее обсуждении под "сланцем" авторы подразумевают уплотненную осадочную геологическую формацию, в которой составляющие ее минеральные частицы преимущественно представляют собой очень мелкодисперсную глину, ил или грязь, но она может содержать и малые количества других материалов, таких как песчаник, карбонаты или кероген. Под "сланцеватыми" авторы подразумевают геологические формации, в которых содержание минералов составляет более чем примерно 40% глины или сланца, в противоположность песчанику или карбонату. Под "углем" авторы подразумевают горючую горную породу, состоящую прежде всего из растительного материала, сжатого и измененного под действием времени, давления и температуры, в органический материал, имеющий высокое содержание углерода; уголь может содержать некоторое количество сланца или других минералов. Под "водой" авторы подразумевают текучую среду на водной основе, которая может содержать органические или неорганические исходные или добавленные твердые, жидкие или газообразные материалы, растворенные или суспендированные в ней, такие как соли, двуокись углерода, азот, спирты, смешиваемые с водой компоненты нефти и тому подобное. Более конкретно, под водой авторы подразумевают воду или насыщенный солевой раствор, или текучие среды для обработки ствола скважины на водной основе.

Обработка сланцеватых резервуаров, которые содержат значительные концентрации адсорбированного газа, требует технологий, совершенно отличных от тех, которые используются в обычных резервуарах из песчаника или карбоната. Способы обработки скважин являются применимыми к геологическим формациям, в которых примерно от 1% до примерно 100% газообразных углеводородов представляют собой адсорбированные газообразные углеводороды (в частности, метан), конкретно, примерно от 5% до примерно 100%, и наиболее конкретно, примерно от 20% до примерно 100%. По мере понижения давления в геологической формации при определенном давлении, а именно критическом давлении десорбции метана, определяемом изотермой десорбции Ленгмюра, метан начнет десорбироваться из геологической формации. Кроме того, такие геологические формации часто являются значительно или полностью насыщенными водой. В этих случаях должны быть удалены большие количества воды для понижения давления в резервуаре до точки более низкой, чем критическое давление десорбции метана. По этой причине обработка скважин, осуществляемая в такой геологической формации, должна быть спланирована с целью эффективного извлечения воды. Поддержание сланцев в состоянии, смачиваемом нефтью, облегчает извлечение воды.

Как правило, как обсуждалось выше, специалистами в области добычи углеводородов из обычных (в противоположность углю) подземных геологических формаций предполагается, что наиболее предпочтительным является поддержание геологической формации в условиях смачивания водой. Ссылки, обсуждающие воздействие смачиваемости геологической формации на добычу нефти, включают: Anderson, William G., Wettability Literature Survey - Part 5: The Effects of Wettability on Relative Permeability, Journal of Petroleum Technology 1453-1468 (November, 1987); Anderson, William G., Wettability Literature Survey - Part 6: The Effects of Wettability on Waterflooding. Journal of Petroleum Technology, 1605-1621 (December, 1987); McLeod Jr., Harry O., Matrix Acidizing. Journal of Petroleum Technology, 2055-2069 (December, 1984); и Ribe, K.H., Production Behavior of a Water-Blocked Oil Well. SPE 1295-G (1959).

В дополнение к этому следующая далее ссылка говорит о способах обеспечения того, чтобы геологические формации были смачиваемыми водой: Gidley, J.L., Stimulation of Sandstone Formation with the Acid-Mutual Solvent Method, Journal of Petroleum Technology, 551-558 (May, 1971). Следующие далее ссылки описывают воздействия смачиваемости в геологических формациях, где добывают газ: Holditch, S.A., Factors Affecting Water Blocking and Gas Flow from Hydraulically Fractured Gas Wells, Journal of Petroleum Technology, 1515-1524 (December, 1979); and Baker, B.D. and Wilson, J.C., Stimulation Practices Using Alcoholic Acidizing and Fracturing Fluids for Gas reservoirs, SPE Paper 4836, presented at SPE European Spring Meeting held in Amsterdam, The Netherlands, May 29-30 (1974).

Однако авторы обнаружили, что при определенных обстоятельствах предпочтительным является поддержание геологической формации в состоянии смачивания нефтью.

В соответствии с настоящим изобретением обезвоживающее вещество представляет собой органическое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из:

(a) соединений органических поверхностно-активных веществ, имеющих формулу R1-(EOx-PrOy-BuOz)H, где R1 представляет собой спирт, фенол или фенольное производное, или жирную кислоту, имеющую от 1 до 16 атомов углерода, EO представляет собой этиленоксидную группу, x равен от 1 до 20, PrO представляет собой пропиленоксидную группу, y равен от 0 до 15 и BuO представляет собой бутиленоксидную группу, z равен от 1 до 15;

(b) органического полиэтиленкарбоната, имеющего формулу

R2-(-CH2-CH2-O-C(O)-O-)qH

где R2 представляет собой спирт, имеющий от 7 до 16 атомов углерода, и q равен от 7 до 16;

(c) бутоксилированных гликолей, имеющих от 1 до 15 бутиленоксидных групп;

(d) этоксилированных-бутоксилированных гликолей, имеющих от 1 до 5 этиленоксидных групп и от 5 до 10 бутиленоксидных групп; и

(e) алкил-аминокарбоновых кислот или карбоксилатов.

Там, где поверхностно-активные вещества содержат одно или несколько этокси-, пропокси- и бутоксизвеньев, точный порядок этих звеньев внутри молекулы не является критичным. Поскольку группа R может быть получена из природного продукта, группа R может иметь некоторое случайное распределение атомов углерода. Поверхностно-активные вещества, пригодные для использования в настоящем изобретении, включают те, которые описываются Nimerick et al. в патенте США №5229017 (принадлежит Schlumberger Technology Corporation). Этот патент, тем самым, включается сюда посредством ссылки во всей его полноте. Способ для получения органических полиэтиленкарбонатов приводится в патенте США №4330481. Это патент, тем самым, включается сюда посредством ссылки во всей его полноте. Поверхностно-активные вещества в пунктах a) и b) выше описываются здесь со структурными формулами, слегка отличающимися от тех, что приведены в патенте США №5229017.

Другие поверхностно-активные вещества, которые пригодны для использования в настоящем изобретении, описаны в заявке на патент США №09/513,429, England et al. (зарегистрирована 25 февраля 2000 г.; принадлежит Schlumberger Technology Corporation), которая описывает несколько пенообразующих веществ для высвобождения метана из угля, которые имеют функциональные свойства, схожие с органическими поверхностно-активными веществами, описанными в патенте США №5229017. Эта заявка описывает способы, которые требуют поверхностно-активных веществ, которые являются эффективными как для смачивания нефтью, так и для пенообразования. Поверхностно-активные вещества из этой заявки, которые обеспечивают смачивание нефтью, и только те, которые обеспечивают смачивание нефтью, будут эффективными в настоящем изобретении независимо от того, обеспечивают они пенообразование или нет. Фактически один класс поверхностно-активных веществ (алкил-аминокарбоновые кислоты или карбоксилаты), которые, как показано в этой заявке, являются неприменимыми, являются применимыми в настоящем изобретении. Заявка на патент США №09/513,429 включается, тем самым, сюда посредством ссылки во всей ее полноте.

Особенно предпочтительные примеры представляют собой спирты, замещенные этиленоксидом и бутиленоксидом (такие как бутанол, имеющий примерно 3 этиленоксидных звена и примерно 5 бутиленоксидных звеньев); ди-вторичный бутилфенол, имеющий примерно 5 этиленоксидных звеньев и примерно 4 бутиленоксидных звена; деканол, имеющий примерно 10 этиленкарбонатных звеньев; смесь простого диэтиленгликоль-монобутилового эфира, простого триэтиленгликоль-монобутилового эфира и высших простых гликолевых эфиров, имеющих примерно 4 этиленоксидных звена и примерно 6 бутиленоксидных звеньев; тридециловый спирт, имеющий примерно от 7 до 8 этиленоксидных и примерно от 3 до 4 бутиленоксидных звеньев; тридециловый спирт, имеющий примерно 7 этиленоксидных звеньев и примерно от 1 до 2 бутиленоксидных звеньев; и простой триэтиленгликоль-монобутиловый эфир-формаль, который имеет формулу

(BuO(-CH2-CH2O)3)2CH2.

Другое пригодное для использования поверхностно-активное вещество включает алкил-аминокарбоновую кислоту или карбоксилат, более предпочтительно алкил-аминопропионовую кислоту или пропионат. В одном из конкретных воплощений поверхностно-активное вещество имеет формулу

R-NH-(CH₂)_n-C(O)OX

где R представляет собой насыщенную или ненасыщенную алкильную группу, имеющую примерно от 6 до примерно 20 атомов углерода, n равен 2-6 и X представляет собой водород или катион, образующий соль. В различных конкретных воплощениях настоящего изобретения n может быть равен 2-4, наиболее предпочтительно 3; и R может представлять собой насыщенную или ненасыщенную алкильную группу, имеющую примерно от 6 до примерно 20 атомов углерода. Поскольку группа R может быть получена из природного продукта, группа R может иметь некоторое распределение числа атомов углерода. Одним из особенно предпочтительных поверхностно-активных веществ является коко-аминопропионат.

Способы бурения, возбуждения притока текучей среды из геологической формации в скважину (закисления или гидрокислотного разрыва, или гидравлического разрыва), ремонтных работ или капитального ремонта и увеличения потока от естественных трещин или от геологических формаций, не подвергавшихся возбуждению притока, хорошо известны специалистам в области добычи подземных текучих сред. Бурение включает вращение бурового долота на конце буровой колонны в скважине с одновременной циркуляцией текучей среды для обработки в скважине (бурового раствора). Буровой раствор функционирует с целью выноса осколков на поверхность, для охлаждения и смазки долота и для контроля потока текучих сред из ствола скважины в геологическую формацию или из геологической формации в ствол скважины. Заканчивание представляет собой бурение в продуктивной геологической формации и осуществление определенных шагов для завершения процесса бурения и получения возможности для добычи углеводородов из желаемых зон. Ремонтные работы и капитальный ремонт представляют собой операции (такие как углубление, извлечение и повторная установка облицовки и тому подобное), осуществляемые для увеличения добычи из скважин. Закисление представляет собой обработку геологической формации с помощью кислоты с целью увеличения добычи путем травления горной породы, удаления растворимых, вызывающих повреждения материалов и увеличения пространств пор и проходов. Гидравлический разрыв будет подробно описан ниже. Если гидравлический разрыв осуществляется с помощью кислотной текучей среды, он упоминается как гидрокислотный разрыв. Причины и способы для выбора всех этих способов и текучих сред для этих способов, в частности в связи с их химическими и физическими свойствами по отношению к геологической формации, хорошо известны специалистам в области добычи подземных текучих сред.

Эффективные количества поверхностно-активных веществ по настоящему изобретению легко могут определяться такими лицами без ненужных экспериментов. Эти поверхностно-активные вещества могут использоваться в широком диапазоне концентраций, как правило, от 0,01 процента объемного до 10 процентов объемных, но предпочтительно в пределах между 0,05 процента объемного и 10 процентов объемных, а наиболее предпочтительно в пределах между 0,05 процента объемного и 0,5 процента объемного от всей текучей среды для обработки. (Заметим, что 1 объемный процент эквивалентен 10 галлонам на тысячу галлонов (gpt)). Подобным же образом выбор поверхностно-активного вещества может быть проделан с помощью повсеместно известных способов специалистами в области добычи подземных текучих сред при оценке природы поверхностей и текучих сред (как присутствующих изначально, так и нагнетаемых), участвующих в процессе, включая принятие во внимание других химикалиев, присутствующих в изначально имеющихся или нагнетаемых текучих средах, и то, должна ли текучая среда для обработки быть пенообразующей или энергизированной или нет. Поверхностно-активные вещества могут смешиваться непосредственно с текучими средами, используемыми при различных обработках стволов скважин, перечисленных выше, поскольку эти текучие среды приготавливаются заранее, или же поверхностно-активные вещества могут сначала приготавливаться в виде концентратов, в частности концентратов на водной основе, а затем эти концентраты используются при приготовлении конечных текучих сред.

Один из примеров способа обработки скважины по настоящему изобретению представляет собой гидравлический разрыв подземного резервуара. Гидравлический разрыв является стандартной практикой для увеличения добычи нефти или газа из подземных резервуаров. Применяется большое количество конструктивных решений обработки в зависимости от конкретных характеристик геологической формации, качества резервов и рабочих условий среды. Однако для всех видов обработки требуются создание новых областей поверхности притока и обеспечение того, чтобы имелась хорошая гидравлическая проводимость и сообщение между стволом скважины и резервуаром. Любое повреждение произведенного гидравлического разрыва и геологической формации, окружающей область разрыва, может уменьшить гидравлическую проводимость и сообщение, тем самым снижая способность вновь созданной поверхности притока делать возможным прохождение желаемых количеств нефти и газа. Повреждение разрыва принимает множество форм, но располагается либо в самом разрыве, либо в геологической формации, непосредственно окружающей разрыв (поверхность трещины).

Разрывы чаще всего инициируются с использованием 1-4 галлонов выбранного обезвоживающего поверхностно-активного вещества в соответствии с настоящим изобретением на 1000 галлонов воды. Вода может представлять собой воду в чистом виде или насыщенный солевой раствор и может также содержать малые количества полимерного (природного или синтетического) загущающего вещества. Эта стадия - подушка разрыва - имеет высокую утечку воды (в зависимости от проницаемости и разности давлений) в геологическую формацию и прежде всего предназначена для инициации трещины или трещин и для размещения начальных количеств обезвоживающего поверхностно-активного вещества в геологической формации. После инициации трещин закачивают дополнительную текучую среду для трещинообразования, для получения более широких трещин; эта текучая среда, как правило, содержит более высокие загрузки полимера (до 40-60 фунтов на тысячу галлонов). Полимер может быть либо поперечно сшитым, либо не сшитым.

Текучая среда для обработки скважин по настоящему изобретению может также быть использована для ремонтных работ, то есть для увеличения добычи воды и газа из "плохих" месторождений, которые ранее подвергались разрыву и воздействию расклинивающего наполнителя, или скважин, которые содержат какие-либо проводящие дренажные каналы к стволу скважины. При этой обработке вода с небольшой загрузкой полимера или без него используется для транспортировки от 2 до 4 галлонов выбранного обезвоживающего поверхностно-активного вещества на 1000 галлонов текучей среды в геологическую формацию. Эту обработку, как правило, осуществляют при давлении, меньшем, чем давление разрыва, с тем, чтобы предотвратить утечку расклинивающего наполнителя, который может присутствовать в трещине. Общий объем текучей среды, содержащей обезвоживающее поверхностно-активное вещество, должен зависеть от высоты геологической формации и от желаемого проникновения текучей среды для обработки, содержащей обезвоживающее поверхностно-активное вещество.

Поверхностно-активные вещества по настоящему изобретению адсорбируются на поверхностях, тем самым повышая гидрофобность сланцеватой геологической формации. Предпочтительные поверхностно-активные вещества также относительно прочно связываются с поверхностями, тем самым предотвращая повторное смачивание водой и повторную адсорбцию воды на поверхностях при прохождении последующих объемов воды во время вымывания текучей среды для трещинообразования, дренирования геологической формации и процессов добычи углеводородов. Таким образом, все эти преимущества могут реализовываться в течение длительного периода добычи углеводородов. Эта особенность поверхностно-активных веществ доставляет то дополнительное преимущество, что, поскольку поверхностно-активные вещества прочно связываются с поверхностью, только малые их количества, если вообще какие-либо, содержатся в извлекаемой воде, тем самым значительно уменьшая любые проблемы в области окружающей среды, связанные с выпуском извлеченной воды. Кроме того, поверхностно-активные вещества по настоящему изобретению замедляют миграцию мелкодисперсных частиц внутри геологической формации, на поверхности трещины и в трещине, тем самым дополнительно увеличивая и поддерживая проводимость трещины.

Разумеется, все поверхностно-активные вещества должны практически полностью смываться с любой поверхности под действием достаточно большого объема воды или насыщенного солевого раствора, не содержащего поверхностно-активных веществ. Удовлетворительная производительность в способах по настоящему изобретению достигается, если поверхностно-активное вещество остается на поверхности достаточно долго для достижения желаемых результатов конкретной обработки. В частности, необходимо отметить, что удовлетворительные рабочие характеристики, измеренные по тому, насколько прочно поверхностно-активное вещество связывается с поверхностью геологической формации, должны отличаться для поверхностно-ак