Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей

Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей

Реферат

Уровень техники

Настоящее изобретение относится к обслуживающим текучим средам для использования в подземных операциях. Более конкретно, настоящее изобретение относится к улучшенным обслуживающим текучим средам, включающим оптимизированные углеводородные смеси и способы использования подобных обслуживающих текучих сред в подземных формациях.

Обслуживающие текучие среды используются в разнообразных операциях и обработках, проводимых в нефтяных и газовых скважинах. Подобные операции и обработки включают, но не ограничиваются ими, операции интенсификации добычи, такие как гидравлический разрыв пласта, и операции заканчивания скважины, такие как гравийная набивка и набивка гидроразрывом.

Примером операции интенсификации добычи, использующей обслуживающую текучую среду, является гидравлический разрыв пласта. То есть тип обслуживающей текучей среды, указанный в технике как текучая среда (жидкость) разрыва, закачивают через ствол скважины в подземную зону для интенсификации скорости и давления так, чтобы гидравлические разрывы пласта образовывались или увеличивались в желательной подземной зоне. Жидкость разрыва является, как правило, гелем, эмульсией или пеной, которая может включать в себя материал из частиц, часто называемый расклинивающим наполнителем. При использовании расклинивающий наполнитель помещают в гидравлический разрыв пласта, и он функционирует, в частности, для удерживания гидравлического разрыва пласта открытым, в то время как поддерживающие проводящие каналы, через которые подобные добываемые текучие среды могут течь при завершении обработки гидроразрывом и выпуске сопутствующего гидравлического давления.

Примером операции заканчивания скважины, использующей обслуживающую текучую среду, содержащую частицы, в ней суспендированные, является гравийной набивкой. Обработка гравийной набивкой используется, в частности, для снижения миграции неконсолидированных частиц формации в ствол скважины. В операциях гравийной набивки частицы, указанные в технике как гравий, вносятся в ствол скважины в подземную производящую зону с помощью обслуживающей текучей среды, известной как текучая среда-носитель. То есть частицы суспендируют в текучей среде-носителе, которую можно загустить, и текучую среду-носитель закачивают в ствол скважины, в который следует поместить гравийную набивку. Так как частицы располагаются в зоне, текучая среда-носитель просачивается в подземную зону и/или возвращается на поверхность. Полученная гравийная набивка действует как фильтр для отделения твердых образований от полученных текучих сред, в то же время позволяя полученным текучим средам течь в ствол скважины и через него. В то время как бесфильтровые операции гравийной набивки становятся более распространенными, традиционные операции гравийной набивки включают расположение фильтра гравийной набивки в стволе скважины и набивку окружающего кольцевого канала между фильтром и стволом скважины гравием, предназначенным для предотвращения прохождения частиц формации через набивку с получаемыми текучими средами, в которых ствол скважины можно ориентировать от вертикального до горизонтального, и может распространяться на расстояние от сотен до тысяч футов. При размещении гравийной набивки гравий перемещают в формацию в форме суспензии при смешивании гравия со сгущенной текучей средой-носителем. Подобные гравийные набивки можно использовать для стабилизации формации, в то же время вызывая минимальное повреждение продуктивности скважины. Гравий, в частности, действует для предотвращения закупорки на фильтре частицами или миграции с получаемыми текучими средами, и фильтр, в частности, действует для предотвращения попадания гравия в ствол скважины.

В некоторых ситуациях процессы гидравлического разрыва пласта и гравийной набивки комбинируют с простой обработкой для осуществления интенсификации выработки и набивкой гравием кольцевого канала для предотвращения образования песка в формации. Подобные обработки часто относят к операциям “набивки гидроразрывом”. В некоторых случаях обработку заканчивают компоновкой фильтра гравийной набивки вместе с обработкой гидравлическим разрывом пласта путем закачивания через пространство кольцевого канала между обсадной колонной и фильтром. В данной ситуации обработка гидравлическим разрывом пласта заканчивается на фильтре вне условий, создающих набивку гравием кольцевого канала между фильтром и обсадной колонной. Это позволяет осуществить как обработку гидравлическим разрывом пласта, так и набивку гравием путем однократной операции. В других случаях обработку гидравлическим разрывом можно проводить до установки фильтра и размещения гравийной набивки.

При проведении гидравлического разрыва пласта, набивки гидроразрывом и набивки гравием зачастую является критическим извлечение текучей среды. Вспененные текучие среды разработаны отчасти для предоставления улучшенного извлечения текучей среды благодаря подаче питания с помощью сжатой газовой фазы. Они также снижают общее количество используемой жидкости обычно на коэффициент около четырех. Подобные вспененные текучие среды включают различные поверхностно-активные вещества, известные как вспенивающие и стабилизирующие пену агенты, для облегчения вспенивания и стабилизации полученной пены, когда газ смешивается с обслуживающей текучей средой. Таким образом, вспененные текучие среды можно рассматривать как среду, в которой относительно большой объем газа диспергирует в относительно небольшом объеме жидкости, обычно с помощью поверхностно-активного вещества, которое снижает поверхностное натяжение текучей среды. Наиболее обычно используемыми газами для вспененных текучих сред гидравлического разрыва пласта являются азот, углекислый газ и/или комбинация двух газов. Вспененные обслуживающие текучие среды могут являться предпочтительными по сравнению с традиционными обслуживающими текучими средами, потому что они, как правило, обеспечивают превосходное извлечение текучих сред, также как и прекрасный контроль потерь текучей среды без образования существенного фильтровального осадка. Улучшенное извлечение текучей среды обеспечивается расширением газа в пене, когда выпускается давление после стимуляции и/или обработки. Это активирует течение остаточной жидкости обслуживающей текучей среды обратно в скважину, которую можно направить на очистку обслуживающей текучей среды, как только подземная операция заканчивается.

Использование традиционных обслуживающих текучих сред в подземных операциях может представлять собой неудобства. Например, высокие капиллярные давления, связанные с использованием водных систем, могут ограничивать течение полученных газообразных углеводородов, таких как метан. Капиллярные давления в несколько тысяч фунтов на квадратный дюйм могут привести к образованиям низкой проницаемости, в которых высокие дифференциальные давления, необходимые для инициации газового потока, могут привести к удлинению времен извлечения текучей среды или к постоянной потере эффективного гидравлического разрыва пласта на половину длины. Кроме того, использование воды в ненасыщенных резервуарах может также снизить проницаемость и связанный газовый поток из-за постоянного увеличения насыщения водой резервуара.

Углекислый газ можно добавлять к обслуживающим текучим средам на основе углеводородов, в частности, для увеличения скорости извлечения обслуживающей текучей среды из подземной формации. Однако увеличение концентраций растворенного углекислого газа в жидком углеводороде делает постепенно более трудным образование геля с гелеобразными системами фосфатного сложного эфира и сложного эфира алкилфосфиновой кислоты. Как результат, существует предел в концентрации углекислого газа, который может присутствовать в обслуживающих текучих средах. Например, если присутствует слишком высокая концентрация углекислого газа, обслуживающая текучая среда может не обладать вязкостью, достаточной для переноса необходимого количества частиц к желательному местоположению внутри ствола скважины, для удовлетворительного регулирования пропускания текучей среды и для генерирования желательной геометрии гидравлического разрыва пласта.

Кроме того, когда создается гидравлический разрыв пласта или набивка гравием, часть жидкости, содержащейся в обслуживающей текучей среде, может вытечь в формацию и/или может создать фильтровальный осадок, включающий осаждение гелеобразующего агента на стенках гидравлического разрыва пласта, в стволе скважины или формации. Кроме того, традиционные обслуживающие текучие среды на основе воды могут включать полимеры на основе полисахаридов, которые могут служить в качестве источника пищи для бактерий. Следовательно, при осаждении в подземной формации подобные полимеры на основе полисахаридов могут производить биомассу, которая может снижать проницаемость формации. В то время как образование фильтровального осадка в ходе нагнетания может являться желательным в регулировании протекания текучей среды, не является желательным, чтобы фильтровальный осадок оставался постоянно, так как он может ограничить последующий поток газа и жидкости.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к обслуживающим текучим средам для использования в подземных операциях. Более конкретно, настоящее изобретение относится к улучшенным обслуживающим текучим средам, включающим оптимизированные углеводородные смеси, и к способам использования подобных обслуживающих текучих сред в подземных формациях.

Одно воплощение настоящего изобретения предоставляет способ обработки подземной формации, включающий стадии получения обслуживающей текучей среды, включающей углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С₆) до одиннадцати атомов углерода (С₁₁); и размещение обслуживающей текучей среды в подземной формации.

Другое воплощение настоящего изобретения предоставляет подземную обслуживающую текучую среду, включающую углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С₆) до одиннадцати атомов углерода (С₁₁).

Другие и дальнейшие особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов при чтении описания следующих предпочтительных воплощений.

Описание предпочтительных воплощений

Настоящее изобретение относится к обслуживающим текучим средам для использования в подземных операциях. Более конкретно, настоящее изобретение относится к улучшенным обслуживающим текучим средам, содержащим оптимизированные углеводородные смеси, и к способам использования подобных обслуживающих текучих сред в подземных формациях. В то время как композиции и способы настоящего изобретения могут являться полезными в разнообразных применениях, они особенно являются подходящими для операций интенсификации и заканчивания скважин, таких как, но не ограничиваясь ими, применения гидравлического разрыва пласта, набивки гравием и набивки гидроразрывом, производимых в подземных скважинах, таких как нефтяные и газовые скважины. Композиции настоящего изобретения полностью основаны на углеводородах и таким образом могут быть получены и даже проданы с полученными текучими средами и обладают сниженным воздействием на окружающую среду по сравнению с текучими средами на основе воды.

Улучшенные обслуживающие текучие среды настоящего изобретения, как правило, включают жидкие углеводородные смеси, содержащие по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С₆) до одиннадцати атомов углерода (С₁₁) включительно. Углеводородные смеси, которые являются компонентом обслуживающих текучих сред настоящего изобретения, состоят в основном из углеводородов длиной цепи С₁₀ или менее. В определенных воплощениях они поддаются управлению как жидкости (при стандартных условиях около 60°F и давлении около 1 атмосферы (14,7 фунтов на квадратный дюйм) и могут являться подходящими для использования с традиционным подземным оборудованием. Одно преимущество данных текучих сред заключается в том, что они могут проявлять повышенную летучесть по сравнению с традиционными обслуживающими текучими средами, которая может помочь в извлечении текучей среды из подземной формации, как только заканчивается обработка, такая как гидравлический разрыв пласта, обработка набивкой гидроразрыва или обработка набивкой гравием. В общем говоря, чем более летуча обслуживающая текучая среда на основе углеводорода, тем больше скорость и завершенность извлечения текучей среды. Однако использование слишком летучей обслуживающей текучей среды может являться непрактичным и может представлять риск безопасности. Одно преимущество настоящего изобретения заключается в предоставлении оптимизированной углеводородной смеси, которая обеспечивает увеличенную летучесть, в то же время оставаясь безопасной в обращении и нагнетании традиционным оборудованием.

Обслуживающие текучие среды настоящего изобретения могут являться особенно подходящими при гидроразрыве формаций с низкой проницаемостью. Когда подобные формации разрывают с помощью водных обслуживающих текучих сред, может получаться высокое капиллярное давление, которое может вызывать или медленное извлечение текучей среды или приводить к блокированию воды. Блокирование воды и в меньшей степени меньшее, чем оптимальное извлечение текучей среды, может привести к потере эффективной длины гидравлического разрыва пласта и таким образом может снизить экономический эффект операции разрыва. Использование смешанных с СО₂ гелеобразных углеводородных текучих сред может преодолеть данные ограничения путем достижения движущего механизма смешивающегося метана, где полученный метан используется для замещения углеводородной текучей среды разрыва из формации. Для облегчения данного процесса можно использовать более летучие углеводородные смеси вместо текучих сред, таких как дизельное топливо. Теория и применение данной технологии описывается в статье R. Taylor et al., Optimized Gas-Well Stimulation Using CO₂-Miscible, Viscosified Hydrocarbon Fracturing Fluids, SOC'Y OF PETROLEUM ENGINEERS 75666 (2002), релевантное раскрытие которой включено в настоящее описание в виде ссылки. Кроме того, длительная очистка может привести к потерям в стоимости производительности. Также может требоваться дополнительное оборудование, такое как обслуживающая буровая вышка для поршневания или круглая насосно-компрессорная труба в комбинации с N₂ для удаления жидкостей из ствола скважины.

Другие воплощения обслуживающих текучих сред настоящего изобретения могут включать углеводородные смеси, содержащие около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С₇) до десяти атомов углерода (С₁₀), включительно. В других воплощениях углеводородные смеси могут содержать менее чем около 1% углеводородов более чем С₁₀, или менее чем около 1% углеводородов ниже С₇, или и то и другое. В предпочтительных воплощениях углеводородные смеси настоящего изобретения проявляют упругость паров по Рейду ниже около 2 футов на квадратный дюйм. Упругость паров по Рейду представляет собой измерение летучести текучей среды. Промышленные стандарты, как правило, требуют поддержания упругости паров по Рейду обслуживающих текучих сред ниже около 2 футов на квадратный дюйм для поддержания гарантии, что обслуживающая текучая среда является безопасной для использования.

В некоторых воплощениях настоящего изобретения углеводородные смеси настоящего изобретения можно загустить с помощью гелеобразующего агента для получения гелеобразной обслуживающей текучей среды. Любой гелеобразующий агент, известный специалистам как подходящий для гелеобразных текучих сред на основе углеводородов, может являться подходящим для использования в настоящем изобретении. Например, подходящие гелеобразующие агенты могут включать поливалентные металлические комплексы трехвалентного железа или алюминия эфиров ортофосфорной кислоты, или поливалентные металлические комплексы трехвалентного железа или алюминия эфиров алкилфосфоновой кислоты, или поливалентные металлические комплексы трехвалентного железа или алюминия несимметричных диалкилфосфиновых кислот, или их смеси. Примеры подобных поливалентных металлических солей железа или алюминия эфиров алкилфосфиновой кислоты предоставляются в патенте США №6511944, R. Taylor et al., опубликованном 28 января 2003 года, релевантное раскрытие которого включено в настоящее описание в виде ссылки. Гелеобразующий агент можно добавлять к обслуживающим текучим средам настоящего изобретения в количестве, достаточном для обеспечения улучшенной вязкости. В типичном воплощении гелеобразующий агент может присутствовать в обслуживающих текучих средах настоящего изобретения в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% обслуживающих текучих сред.

В еще одном воплощении обслуживающие текучие среды могут дополнительно включать разрушитель геля. Любой разрушитель геля, известный специалистам как подходящий для использования с гелеобразными текучими средами на основе углеводородов, может являться подходящим для использования в настоящем изобретении. Примеры подобных разрушителей геля приведены в патенте США №6544934, R. Taylor et al., опубликованном 8 апреля 2003 года, раскрытие которого включено в настоящее описание в виде ссылки.

В другом воплощении обслуживающие текучие среды настоящего изобретения могут включать любую из различных добавок для обслуживающих текучих сред, обычно используемых в технике. Подобные добавки включают, но не ограничиваются ими, частицы, разрушители замедленного действия, поверхностно-активные вещества, добавки потери текучих сред и взвешенные материалы.

В других типичных воплощениях углеводородные смеси настоящего изобретения можно комбинировать со сжиженным попутным газом (LPG). Как используется в данном документе, термин “LPG” относится к углеводороду, представленному в жидком состоянии, который является газом при стандартных условиях (около 60°F и давлении около 1 атмосферы (14,7 фунтов на квадратный дюйм)). Например, подобные углеводороды могут включать, но не ограничиваются ими, метан, этан, пропан, бутан и изобутан. В типичных воплощениях LPG текучие среды настоящего изобретения могут далее включать другие углеводородные компоненты, которые являются жидкостями при стандартных условиях, имеющие пять атомов углерода или более, которые присутствуют в коммерческих поставках LPG. Углеводородные смеси настоящего изобретения являются подходящими для использования в качестве обслуживающих текучих сред как в гелеобразной, так и в не гелеобразной формах, и их можно комбинировать с гелеобразными или не гелеобразными LPG. В альтернативном воплощении комбинация может включать любую из различных добавок для обслуживающих текучих сред, обычно используемых в технике. Подобные добавки включают, но не ограничиваются ими, частицы, разрушители замедленного действия, поверхностно-активные вещества, добавки потери текучих сред и взвешенные материалы.

В некоторых воплощениях обслуживающую текучую среду углеводородной смеси настоящего изобретения можно комбинировать с LPG обслуживающей текучей средой в устье скважины для создания комбинированной обслуживающей текучей среды, которую можно использовать непосредственно в подземной формации. В подобных воплощениях можно использовать традиционное оборудование для создания обслуживающей текучей среды в соответствии с настоящим изобретением, которая может включать частицы и/или любую из различных добавок для обслуживающих текучих сред, обычно используемых в технике. Углеводородные смеси и LPG текучие среды можно комбинировать в количествах, достаточных для получения желаемого эффекта обработки, такой как интенсификация и/или заканчивание подземной формации, также как и обеспечить максимальное извлечение текучей среды из подземной формации. В некоторых воплощениях настоящего изобретения может являться желательным изменить относительные процентные отношения углеводородной смеси по отношению к LPG текучей среде для особенного обслуживающего применения. Например, когда обслуживающая текучая среда, включающая углеводородные смеси настоящего изобретения и LPG, используется в качестве разрывающей текучей среды, может являться желательным начинать использование текучей среды, включающей 100% LPG. В ходе осуществления гидравлического разрыва пласта процентное содержание углеводородной смеси можно увеличивать или менять, как необходимо, для влияния на желательную подземную обработку, включая желательные концентрации расклинивающего наполнителя в скважине.

В определенных воплощениях обслуживающие текучие среды настоящего изобретения могут дополнительно включать частицы, такие как гравий или расклинивающий наполнитель. Например, обслуживающие текучие среды настоящего применения располагают в скважине для использования в качестве текучих сред разрыва, текучих сред гравийной набивки и текучих сред, используемых в ходе операций набивки гидроразрывом. Частицы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, являются, как правило, такого размера, чтобы частицы формации, которые могут мигрировать с полученными текучими средами, не могли происходить из подземной формации. Любую подходящую частицу можно использовать, включая, но не ограничиваясь ими, фракционированный песок, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, скорлупу орехов, стеклянные шарики и подобное. Как правило, частицы обладают размером в интервале от около 4 до около 400 меш, серии сит США. В типичном воплощении частицы могут присутствовать в обслуживающих текучих средах настоящего изобретения в количестве менее чем около 20 фунтов на галлон обслуживающих текучих сред. В других воплощениях частицы могут присутствовать в обслуживающих текучих средах настоящего изобретения в количестве менее чем около 14 фунтов на галлон обслуживающих текучих сред. Средний специалист на основании данного описания будет способен определить тип и количество частиц, подходящих для использования в операции на выходе.

Один способ настоящего изобретения предоставляет улучшенный способ гидравлического разрыва пласта желательной зоны в подземной формации, используя улучшенную обслуживающую текучую среду настоящего изобретения. В некоторых подобных способах разрыва текучую среду разрыва, включающую по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (С₆) и до одиннадцати атомов углерода (С₁₁), включительно, помещают в подземную формацию со скоростью и давлением, достаточными для образования или усиления по меньшей мере одного гидравлического разрыва пласта в подземной формации, и затем текучую среду разрыва по существу удаляют из подземной формации. В некоторых воплощениях настоящего изобретения текучая среда разрыва может дополнительно включать расклинивающий наполнитель. Также в некоторых воплощениях настоящего изобретения текучую среду разрыва, включающую по меньшей мере около 65% углеводородов от С₆ до С₁₁, включительно, можно комбинировать с LPG текучей средой до того, как ее помещают в подземную формацию. В способах, в которых обслуживающую текучую среду, включающую по меньшей мере около 65% углеводородов от С₆ до С₁₁, включительно, комбинируют с LPG текучей средой, относительные процентные отношения LPG текучей среды к текучей среде С₆-С₁₁ могут оставаться постоянными на всем протяжении обработки разрывом или могут изменяться. Любому специалисту понятно, что способы разрыва, относящиеся к вышеприведенным, можно также использовать в операциях “упаковки гидроразрыва”, в которых операции гидравлического разрыва пласта позволяют не использовать фильтр и осуществлять гравийную набивку в сочетании с гидравлическим разрывом пласта, наполненным расклинивающим наполнителем.

Другой способ настоящего изобретения предоставляет улучшенный способ гравийной набивки, используя обслуживающую текучую среду настоящего изобретения. В некоторых подобных способах гравийной набивки текучую среду гравийной набивки, включающую по меньшей мере около 65% углеводородов между С₆ и С₁₁ и гравий, суспендированный в ней, помещают в область ствола скважины так, что по меньшей мере часть частиц гравия образуют гравийную набивку, по существу прилегающую к стволу скважины. Текучую среду гравийной набивки затем по существу удаляют из подземной формации. В некоторых воплощениях настоящего изобретения текучую среду гравийной набивки, содержащую по меньшей мере около 65% углеводородов от С₆ до С₁₁, включительно, можно комбинировать с LPG текучей средой до того, как ее помещают в ствол скважины. В способах, в которых обслуживающую текучую среду, включающую по меньшей мере около 65% углеводородов от С₆ до С₁₁, включительно, комбинируют с LPG текучей средой, относительные процентные отношения LPG текучей среды к текучей среде С₆-С₁₁ могут оставаться постоянными на всем протяжении обработки разрывом или могут изменяться.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения даются следующие примеры некоторых из предпочтительных воплощений. Никоим образом не следует читать данные примеры для ограничения сферы применения изобретения.

ПРИМЕР

Обслуживающую текучую среду смеси углеводородов настоящего изобретения создавали содержащей около 0,34% углеводородов С₆, около 4,6% углеводородов С₇, около 43,7% углеводородов С₈, около 42,8% углеводородов С₉, около 7,9% углеводородов С₁₀ и около 0,65% углеводородов С₁₁. Данная типичная углеводородная смесь проявляла упругость паров по Рейду только около 0,5 фунтов на квадратный дюйм. Таблица показывает сравнение типичной углеводородной смеси в соответствии с настоящим изобретением и керосином, дизельным топливом #1 и дизельным топливом #2.

Количество углерода	Смесь углеводородов, % об.	Керосин, % об.	Дизельное топливо #1, % об.	Дизельное топливо #2, % об.
С5	0,01	0	0	0
С6	0,34	0	0	0
С7	4,60	0,07	0	0,41
С8	43,70	0,08	0	0,13
С9	42,75	4,6	0,19	0,58
С10	7,94	29,66	4,33	1,94
С11	0,65	20,6	14,24	5,15
С12 до С15	0,01	40,72	73,38	46,51
С16 до С20	0	4,27	7,75	44,7
>С20	0	0	0,11	0,58
Итого	100	100	100	100

Следовательно, настоящее изобретение хорошо адаптируется к проведению целей и достижению завершений и упомянутых преимуществ так же, как и тех, которые являются присущими данному документу. В то время как изобретение изображается, описывается и определяется ссылкой на типичные воплощения изобретения, подобная ссылка не предполагает ограничения изобретения, и никакое ограничение не следует подразумевать. Изобретение возможно значительно модифицировать, изменить эквивалентно по форме и функции, как будет совершаться специалистами в подходящей технике и обладающими преимуществом данного раскрытия. Изображенные и описанные воплощения изобретения являются только типичными и не исчерпывают сферу применения изобретения. Следовательно, изобретение преднамеренно ограничено только сущностью и объемом прилагаемой формулы изобретения, дающей полное представление об эквивалентах во всех воплощениях.

1. Способ обработки подземной формации, включающий стадии:получение обслуживающей текучей среды, содержащей углеводородную смесь, причем углеводородная смесь содержит менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (C₇); около 5 об.% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C₇); около 44 об.% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С₈); около 43 об.% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С₉), около 8 об.% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С₁₀); и менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С₁₀), и размещение обслуживающей текучей среды в подземной формации.

2. Способ по п.1, в котором 87 об.% углеводородной смеси представляют собой смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C₈), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C₉).

3. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.

4. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% обслуживающей текучей среды.

5. Способ по п.4, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа эфира алкилфосфоновой кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты и их смесей.

6. Способ по п.4, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа эфира ортофосфорной кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия эфира ортофосфорной кислоты и их смесей.

7. Способ по п.4, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа несимметричной диалкилфосфиновой кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты и их смесей.

8. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит текучую среду сжиженного попутного газа.

9. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит частицы, такие как гравий или расклинивающий наполнитель.

10. Способ по п.4, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.

11. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь, по существу, не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С₁₁).

12. Способ гидравлического разрыва пласта подземной формации, включающий стадию размещения текучей среды разрыва, содержащей углеводородную смесь, в подземную формацию при давлении, достаточном для создания по меньшей мере одного гидравлического разрыва пласта в ней, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (C₇); около 5 об.% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C₇); около 44 об.% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C₈); около 43 об.% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С₉), около 8 об.% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С₁₀); и менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С₁₀).

13. Способ по п.12, в котором 87 об.% углеводородной смеси представляют собой смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С₈), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C₉).

14. Способ по п.12, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.

15. Способ по п.12, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% текучей среды разрыва.

16. Способ по п.15, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа эфира алкилфосфоновой кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты и их смесей.

17. Способ по п.15, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа эфира ортофосфорной кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия эфира ортофосфорной кислоты и их смесей.

18. Способ по п.15, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа несимметричной диалкилфосфиновой кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты и их смесей.

19. Способ по п.12, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит текучую среду сжиженного попутного газа.

20. Способ по п.12, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит частицы, такие как гравий или расклинивающий наполнитель.

21. Способ по п.15, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.

22. Способ по п.12, в котором углеводородная смесь, по существу, не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С₁₁).

23. Способ размещения гравийной набивки в подземную зону, включающий стадии:получение композиции гравийной набивки, включающей частицы гравия и углеводородную смесь, которая содержит менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С₇); около 5 об.% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С₇); около 44 об.% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C₈); около 43 об.% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С₉); около 8 об.% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С₁₀); и менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С₁₀), ивведение композиции гравийной набивки в ствол скважины так, чтобы частицы гравия образовали гравийную набивку, по существу, рядом со стволом скважины.

24. Способ по п.23, в котором 87 об.% углеводородной смеси представляют собой смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C₈), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С₉).

25. Способ по п.23, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.

26. Способ по п.23, в котором композиция гравийной набивки дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% композиции гравийной набивки.

27. Способ по п.26, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа эфира алкилфосфоновой кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты и их смесей.

28. Способ по п.26, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа эфира ортофосфорной кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия эфира ортофосфорной кислоты и их смесей.

29. Способ по п.26, в котором гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: поливалентного металлического комплекса трехвалентного железа несимметричной диалкилфосфиновой кислоты, поливалентного металлического комплекса алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты и их смесей.

30. Способ по п.23, в котором композиция гравийной набивки дополнительно содержит текучую среду сжиженного попутного газа.

31. Способ по п.26, в котором композиция гравийной набивки дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.

32. Способ по п.23, в котором углеводородная смесь, по существу, не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С₁₁).

33. Подземная обслуживающая текучая среда, включающая углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1 об.% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С₇); около 5 об.% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С₇); около 44 об.% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C₈); около 43 об.% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С₉); около 8 об.% углеводородо