Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ

Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Настоящее изобретение относится к загущенным жидкостям для обработки, используемым во время операций извлечения углеводородов и, более конкретно, по одному из вариантов настоящего изобретения, к способу “очистки скважины” или удаления жидкостей для обработки на водной основе, содержащих огеливающие агенты (загустители) на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, используемых во время операций извлечения углеводородов.

Предпосылки создания изобретения

Одним из основных способов возбуждения притока пластового флюида в скважину при добыче углеводородов является гидравлический разрыв пласта. Гидравлический разрыв пласта представляет собой метод, при котором для разрыва или растрескивания подземного пласта используются производительность насосной установки и гидравлическое давление. После образования трещины или трещин расклинивающий агент, имеющий более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью пласта, закачивается в трещину для удерживания трещины от смыкания. После снижения производительности насосной установки и давления или их дальнейшего неиспользования в пласте трещина или разрыв уже не могут закрыться или заполниться содержимым пласта полностью, поскольку высокопроницаемый расклинивающий агент препятствует ее закрытию. Такая трещина или разрыв с расклинивающим агентом обеспечивает высокопроницаемый путь доступа, соединяющий эксплуатируемую скважину с более большой площадью пласта в целях увеличения добычи углеводородов.

Способы разработки приемлемых жидкостей (текучих сред) для закрепления трещин в пласте являются достаточно сложными, поскольку такие жидкости должны одновременно отвечать сразу нескольким условиям. Например, они должны обладать устойчивостью к высоким температурам и(или) высокой производительности насосных установок, а также к скорости сдвига, под действием которых свойства таких жидкостей могут ухудшиться и расклинивающий агент может преждевременно выпасть в осадок до завершения операции гидравлического разрыва пласта. В предшествующие годы в этих целях были разработаны различные жидкости, однако большинство промышленно используемых жидкостей для гидроразрыва пласта представляют собой жидкости на водной основе, которые встречаются либо загущенными, либо вспененными. При загущении жидкостей для гидроразрыва пласта, как правило, используется полимерный огеливающий агент, такой как сольватируемый полисахарид, например, гуар и производные гуарполисахариды. Загущенная или огеленная жидкость помогает удерживать раклинивающий агент в жидкости. Загущение может быть выполнено или повышено посредством использования сшивающих агентов или сшивателей, которые способствуют образованию поперечных или мостиковых связей в полимерах, повышая, таким образом, вязкость жидкости. К одной из наиболее традиционных химически сшитых полимерных жидкостей можно отнести гуар, образующий мостиковые связи в борате.

Извлечение жидкостей для гидроразрыва пласта может быть выполнено за счет снижения вязкости жидкости до такой низкой величины, которая позволяла бы естественное течение жидкости под действием пластовых флюидов. Для снижения вязкости или “разбивания” геля химически сшитые гели, как правило, требуют введения химических реагентов для снижения вязкости. В качестве таких химических реагентов для снижения вязкости можно назвать энзимы, окислители и кислоты. Энзимы эффективны в диапазоне значений pH, как правило от 2,0 до 10,0, с повышением активности при снижении показателя pH в направлении от 10,0 до нейтрального значения. Большинство традиционно используемых жидкостей для гидроразрыва пласта, химически сшитых в борате, и разжижителей геля гидроразрыва рассчитывают исходя из фиксированного высокого значения pH химически сшитой жидкости при температуре окружающей среды и(или) температуре продуктивного пласта. Оптимизация значения pH геля, химически сшитого в борате, является важной для достижения должной устойчивости химической связи и контролируемой активности энзимного разжижителя.

Поскольку в прошлом в качестве огеливающих агентов в жидкостях для гидроразрыва пласта использовались полимеры для удерживания или суспендирования частиц твердых веществ, как было замечено выше, то для снижения вязкости такие полимеры обычно требовали введения отдельных составов разжижителей геля гидроразрыва. Кроме того, такие полимеры имеют тенденцию оставлять покрытие на расклинивающем агенте или фильтрационную корку из обезвоженного полимера на поверхности разрыва даже после разжижения геля гидроразрыва. Такое покрытие и(или) фильтрационная корка могут препятствовать действию расклинивающего агента. Результаты исследований также показали, что “рыбьи глаза” и(или) “микрогели”, присутствующие в некоторых жидкостях-носителях, загущенных полимером, забивают устья пор, что приводит к снижению проникновения жидкости в пласт при гидроразрыве пласта и к повреждению пласта.

В недавнем прошлом было обнаружено, что промывочные жидкости и жидкости для обработки пласта на водной основе могут быть загущены или же их вязкость может быть повышена за счет использования неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ (жидкостей) (ВУПАВ). Такие ВУПАВ обладают преимуществами по сравнению с использованием полимерных загустителей, поскольку они являются поверхностно-активными веществами с низкой молекулярной массой, по этой причине они меньше повреждают пласт, не имея реагента, снижающего водоотдачу, они не оставляют фильтрационной корки на поверхности пласта, оставляют очень незначительное покрытие на расклинивающем агенте, и не образуют микрогелей или “рыбьих глаз”. Виден также прогресс в разработке внутренних систем разжижителей геля для неполимерных загущенных жидкостей на основе ВУПАВ, т.е. систем разжижителей геля, в которых используются такие продукты, которые входят в состав жидкостей, загущенных ВУПАВ, и растворяются в этих жидкостях, которые активизируются в скважинных условиях, что позволяет контролировать скорость снижения вязкости загущенной жидкости в течение достаточно короткого периода времени, составляющего от 1 до 4 часов или около того, аналогичного периоду времени для разжижения геля, которое обычно характерно для традиционных химически сшитых систем загущенных полимером жидкостей.

Более того, хотя жидкости, загущенные ВУПАВ, представляют собой усовершенствование по сравнению с жидкостями, загущенными полимером, с точки зрения легкости очистки от остаточных загущенных материалов, после разжижения/снижения вязкости жидкости и образования жидкости или после ее обратного потока, необходимы также усовершенствования в области очистки скважин после операций, связанных с применением жидкостей, загущенных ВУПАВ.

В основе настоящего изобретения лежит задача разработки способов очистки скважин в целях более полного и несложного удаления жидкостей для заканчивания скважины, загущенных при использовании ВУПАВ и состоящих из ВУПАВ, в частности, удаления остатков таких жидкостей или отложений, оставленных такими жидкостями.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении, в его неограничительном варианте, предлагается способ обработки (очистки) подземного продуктивного пласта, включающий закачку жидкости на водной основе, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом (ВУПАВ), в подземный продуктивный пласт; и закачку микроэмульсии в подземный продуктивный пласт или до, или после, и(или) одновременно с закачкой в продуктивный пласт жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ.

В другом неограничительном варианте настоящего изобретения, данный способ направлен на дальнейшее усовершенствование свойства процесса извлечения углеводородов. Усовершенствованное свойство является следствием присутствия микроэмульсии, вводимой в пласт до, после, и(или) одновременно с введением жидкости, загущенной ВУПАВ, в пласт, по сравнению с аналогичным способом или в отличие от аналогичного способа, в котором микроэмульсия не используется. Примеры свойств, которые могут быть усовершенствованы, включают, но необязательно ограничиваются, очисткой скважины жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ, повышением скорости и(или) увеличением общего количества ВУПАВ, возвращаемого из продуктивного пласта, более низкой степенью осаждения молекул ВУПАВ на минералах продуктивного пласта, способствованием тому, что вода продолжает проникать в поровое пространство скелета породы продуктивного пласта, снижая поверхностное натяжение между водой и поровым пространством, предотвращением или устранением снижения проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство, предотвращением или коррекцией несовместимости жидкости на основе ВУПАВ, с сырой нефтью продуктивного пласта, контролем проникновения загущенной ВУПАВ жидкости в продуктивный пласт при гидроразрыве пласта, растворимостью в воде молекул ВУПАВ, растворимостью в воде и(или) способностью к дисперсии измененных молекул ВУПАВ или сочетаниями вышеуказанных свойств.

Далее, еще в одном варианте осуществления настоящего изобретения, способы и составы, указанные выше, предполагают использование жидкости на водной основе, которая включает воду; по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУПАВ) в объеме, эффективном для повышения вязкости жидкости на водной основе; микроэмульсию. В другом неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения микроэмульсия включает, но не обязательно ограничивается, по меньшей мере одним агентом снижения вязкости, по меньшей мере одним растворяющим агентом, по меньшей мере одним агентом десорбции и по меньшей мере одним агентом смачиваемости водой (проникновения воды в поровое пространство породы продуктивного пласта).

В альтернативном неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения микроэмульсия включает, но необязательно ограничивается, агентом для снижения вязкости, который может состоять из по меньшей мере одной ненасыщенной жирной кислоты; одним растворяющим агентом, который может представлять собой растворитель; агентом десорбции, который может быть поверхностно-активным веществом, и агентом смачиваемости водой, который может быть вспомогательным поверхностно-активным веществом.

По другому варианту осуществления настоящего изобретения микроэмульсия включает растворитель, который далее может включать, но необязательно ограничиваться спиртом, гликолем, эфиром гликоля, алкиловыми эфирами и их сочетаниями; поверхностно-активное вещество, которое может включать, но необязательно ограничиваться алкилглюкозидом, алкил полисахаридом, алкоксилированным эфиром сорбита, эфиром сорбита и их сочетаниями; и вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое может включать, но необязательно ограничиваться изетионатом, сульфонатом альфа-олефинов, алкилсульфонатом, сульфонатом алкилового эфира, алкил ароматическим сульфонатом и их сочетаниями.

К необязательным составляющим микроэмульсии можно отнести по меньшей мере диспергирующие агенты, регуляторы скорости автоокисления, агенты, регулирующие жесткость воды, деэмульгаторы и их сочетания. Диспергирующий агент далее может включать вспомогательный растворитель, а агент, регулирующий жесткость воды, может далее включать хелатирующий агент.

В более специфическом, но также неограничительном альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, в микроэмульсии вспомогательный растворитель может включать алкилпирролидоны, алкилкарбонаты, терпен, d-лимонен и их сочетания; вещество, регулирующее скорость автоокисления, может включать, но не необязательно ограничиваться, токоферолами, аскорбатами, хлористыми солями, бромистыми солями, 3-еновыми, 5-еновыми и 6-еновыми кислотами, хелатированными металлами в следовых количествах, нехелатированными металлами в следовых количествах и их сочетаниями; хелатирующий агент включает, но необязательно ограничивается полиаспартатами, иминодисукцинатами, аминокарбоксильными кислотами, органофосфатами, полиакриламидами и их сочетаниями; деэмульгатор может включать, но необязательно ограничиваться полимерами с гидрофобными боковыми группами, присоединенными к гидрофильной полимерной главной цепи макромолекулы, алкилированными фенольными смолами, полиолэфиром и их сочетаниями.

Жидкости на водной основе, загущенные ВУПАВ, по настоящему изобретению, могут далее включать систему разжижителя геля гидроразрыва. Одна неограничительная система разжижителя геля гидроразрыва включает в себя состав в таком объеме, который является эффективным для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе, в том случае, если состав включает, но необязательно ограничивается по меньшей мере одним источником ион-металла; и по меньшей мере вторым источником, который может включать, но необязательно ограничиваться источником органического окислительно-восстановительного агента, источником неорганического окислительно-восстановительного агента, органическим источником гидрирования-дегидрирования, неорганическим источником гидрирования-дегидрирования. Другая неорганичительная система разжижителя геля гидроразрыва включает мыло, являющееся продуктом реакции жирной кислоты с основой щелочного металла или щелочно-земельного металла, где мыло присутствует в количестве, эффективном для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе. Другая, альтернативная система разжижителя геля гидроразрыва включает ненасыщенную жирную кислоту, а способ далее включает нагрев жидкости до температуры, являющейся результативной для того, чтобы ненасыщенная жирная кислота способствовала образованию продуктов в количествах, эффективных для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе.

Подробное описание изобретения

Было установлено, что можно использовать состав очищающей добавки, чтобы облегчить удаление загущенных ВУПАВ жидкостей из продуктивного пласта после окончания процесса очистки. Добавка может быть использована для очистки скважины от систем жидкостей, загущенных ВУПАВ, или же как очищающая добавка вместе с системой разжижителя геля гидроразрыва Diamond FRAQ™, которую выпускает инкорпорация Baker Oil Tools of Baker Hughes. Данная добавка может также быть использована для усиления эффекта от других внутренних систем разжижителей геля гидроразрыва при использовании жидкостей на основе ВУПАВ. Как правило, использование микроэмульсии способствует выполнению следующих функций: обеспечение проникновения воды (смачиваемости водой) в породу подземного продуктивного пласта; поддержание поверхностного натяжения на низком уровне; выполнение функции деэмульгатора по отношению к сырым нефтям продуктивного пласта и жидкостям, загущенным ВУПАВ; дисперсия и растворение побочных продуктов, образующихся при разжижении гелей на основе ВУПАВ; ограничение количества остатка ВУПАВ на минералах продуктивного пласта, способствуя, тем самым, процессу очистки скважины. До этого, для выполнения вышеуказанных функций, до и после промывки использовали исключительно дорогостоящие жидкости. В настоящее время считают, что продукт, добавляемый в гель во время смешения и инжекции, является необходимым для многих областей применения, в которых используются ВУПАВ, а также для внутрискважинных условий продуктивного пласта. Компонент, добавляемый в жидкость, загущенную ВУПАВ, закачиваемую в нисходящую скважину, в настоящем изобретении называется "очищающей добавкой" для внутренней очистки скважины. В то время как очищающие добавки, о которых говорится в настоящем изобретении, могут использоваться для внутренней очистки, их область применения не обязательно ограничивается только этим способом. Их также можно закачивать в нисходящую скважину или инжектировать внутрь до и(или) после закачки и(или) инжекции жидкости, загущенной ВУПАВ, вместо этой жидкости или вместе с этой жидкостью, включая добавку.

Более конкретно, было установлено, что очищающую добавку с модифицируемым составом можно использовать для облегчения удаления жидкостей, загущенных ВУПАВ, из продуктивного пласта после завершения процесса очистки скважины. Под “модифицируемым” составом имеется в виду, что можно изменить компоненты или их пропорции в очищающей добавке, чтобы добавка соответствовала конкретной области применения, конкретной жидкости, загущенной ВУПАВ, или конкретным углеводородам, и(или) условиям, которые могут иметь место в подземном пласте. Такую добавку можно использовать для очистки скважины от обычных систем жидкостей, загущенных ВУПАВ, а также в сочетании с системами разжижителя геля гидроразрыва Diamond FRAQ™, которые выпускает инкорпорация Baker Oil Tools of Baker Hughes. В частности, очищающие добавки и способы, изложенные в настоящем изобретении, могут быть использованы с такими системами разжижителей гелей гидроразрыва, как ион-металлические окислительно-восстановительные системы, системы омыления и полиеновые системы. Ион-металлические окислительно-восстановительные системы разжижителей геля гидроразрыва предполагают использование по меньшей мере одного источника ион-металла и по меньшей мере одного второго источника, который может включать, но необязательно ограничиваться источником органического окислительно-восстановительного агента, источником неорганического окислительно-восстановительного агента, органическим источником гидрирования-дегидрирования, неорганическим источником гидрирования-дегидрирования, как описано в заявке на патент США №2006/0041028 А1. Системы омыления разжижителей гелей гидроразрыва предполагают использование мыла, являющегося результатом реакции жирной кислоты с основой щелочного или щелочно-земельного металла, как описано в заявке на патент США, регистрационный №11/372624. Полиеновые системы разжижителей гелей предполагают использование ненасыщенной жирной кислоты (например, полиеновой кислоты), далее включают нагрев жидкости до температуры, являющейся результативной, чтобы вызвать образование ненасыщенной жирной кислотой продуктов реакции в таком количестве, чтобы снизить вязкость загущенной жидкости на водной основе, как описано в заявке на патент США, регистрационный №11/373044. В одном неограничительном варианте настоящего изобретения, ненасыщенная жирная кислота, используемая как часть полиеновой системы разжижителя гелей гидроразрыва, отличается от ненасыщенной жирной кислоты, используемой в качестве агента для снижения вязкости.

Использование очищающих добавок и способов, описанных в настоящем изобретении, поможет выполнению одной и более следующих функций и процессов: проникновению воды в породу подземного продуктивного пласта (предотвращают загрязнение минералов пласта маслом, входящим в состав ВУПАВ); снижению поверхностного натяжения (облегчают обратный поток жидкости и предотвращают возможное снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство); деэмульгации (предотвращают эмульгирование или разрушение эмульсий между сырой нефтью продуктивного пласта и жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ); диспергированию и растворению побочных продуктов, образующихся при разжижении жидкостей на водной основе, загущенных ВУПАВ; и(или) ограничению остатка ВУПАВ на минералах продуктивного пласта (т.е. ограничивают количество ВУПАВ, осаждающегося в продуктивном пласте, или повышают скорость десорбции ВУПАВ). До разработки жидкостей и способов, используемых для очистки скважин, описанных в настоящем раскрытии изобретения, единственным способом очистки скважин, применительно к жидкостям, загущенным ВУПАВ, было использование промывочных жидкостей до и после очистки скважин для выполнения одной и более из вышеописанных функций. Очищающие добавки с использованием микроэмульсий, о которых говорится в настоящем раскрытии изобретения, могут быть добавлены в гель во время смешения и закачки внутрь скважины.

Имеется потребность в способе очистки скважин этого типа, являющимся как профилактическим, предполагающим использование химических реагентов, так и восстановительным. Известны случаи очистки скважин, когда имели место проблемы с удалением жидкостей, загущенных ВУПАВ, после очистки, например, случаи, когда промывочная жидкость, загущенная ВУПАВ, вытекала с трудом или неполностью во время эксплуатации продуктивного пласта. До настоящего момента, до очистки и после очистки скважин от жидкостей, загущенных ВУПАВ, обычно использовали дорогостоящие промывочные жидкости или восстанавливающие промывочные жидкости, когда обратные потоки жидкости свидетельствовали о нанесении ущерба продуктивному пласту после обработки с использованием ВУПАВ.

Микроэмульсии - это, как правило, прозрачные, изотропные жидкие смеси масла, воды и поверхностно-активного вещества, а также вспомогательного поверхностно-активного вещества (отличного от вышеуказанного поверхностно-активного вещества). Вспомогательное поверхностно-активное вещество часто представляет собой алифатический спирт с цепью из 4-8 атомов углерода, например пентанол, и воду, которая может содержать соль(и). В отличие от обычных эмульсий микроэмульсии образуются в результате простого смешения компонентов и не требуют высоких сдвигающих усилий. В контексте очищающих добавок и способов, описываемых в настоящем раскрытии изобретения, не обязательно, чтобы микроэмульсия была бы светлой или прозрачной: для составов микроэмульсий типа "масло в воде" не обязательно, чтобы масло было полностью растворимым в воде, т.е. допускаются такие микроэмульсии, в которых только часть или даже все масло диспергировано в водной фазе; а для составов микроэмульсий типа “вода в масле” не обязательно, чтобы капли воды имели диаметры, измеряемые в нанометрах (т.е. диаметры, равные примерно одной двадцатой длины волны излучения в видимой области спектра при определении прозрачности) в пределах непрерывной масляной фазы, т.е. допускаются такие случаи, когда только часть или даже вся вода диспергирована в масляной фазе, при этом капли воды имеют диаметры, измеряемые в микрометрах.

Согласно одному неограничительному примеру осуществления настоящего изобретения микроэмульсия, являющейся полезной для осуществления способа, предлагаемого в настоящем изобретении, имеет следующие компоненты:

1. По меньшей мере один агент для снижения вязкости.

2. По меньшей мере один агент для растворения.

3. По меньшей мере один агент для десорбции.

4. По меньшей мере один агент смачивания водой, и следующие необязательные компоненты:

а. Диспергирующий агент.

б. Регулятор скорости автоокисления.

в. Агент, регулирующий жесткость воды и(или)

г. Деэмульгатор.

В более специфическом неограничивающем примере осуществления настоящего изобретения микроэмульсия может иметь следующие компоненты, которые соответствуют компонентам, перечисленным выше, соответственно:

1. По меньшей мере одну ненасыщенную жирную кислоту.

2. По меньшей мере один растворитель.

3. По меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.

4. По меньшей мере одно вспомогательное поверхностно-активное вещество,

и следующие необязательные компоненты:

а. Вспомогательный растворитель.

б. Регулятор скорости автоокисления.

в. Хелатирующие агенты и(или)

г. Деэмульгатор.

Следует заметить, что поверхностно-активные вещества и вспомогательные поверхностно-активные вещества, входящие в состав микроэмульсии, отличаются от и не являются теми же самыми, что и вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ВУПАВ).

Химический анализ различных составов, способы, описанные в настоящем раскрытии изобретения, а также различные приемлемые компоненты будут охарактеризованы более подробно ниже.

Что касается агентов для снижения вязкости, которыми могут быть ненасыщенные жирные кислоты (UFA), то приемлемые UFA могут включать, но необязательно ограничиваться оливковым маслом, маслом канолы, льняным маслом, соевым маслом, маслом бурачника, жиром печени трески, лососевым жиром, различными смесями пищевых масел (например, рыбий жир 18:12GT, производимыми корпорацией Bioriginal Food & Science Corp.), и подобные продукты, а также их сочетаниями. Эти агенты для снижения вязкости могут также упоминаться и рассматриваться как агенты автоокисления, поскольку они будут автоматически окисляться с образованием продуктов, которые будут снижать вязкость жидкостей на водной основе, загущенных ВУПАВ. Как будет описано ниже, регуляторы автоокисления также будут снижать или повышать скорость автоокисления этих разжижающих гели агентов, снижающих вязкость ненасыщенных жирных кислот, за счет влияния на скорость автоокисления и(или) на протекание процесса автоокисления ненасыщенных жирных кислот.

1. Отдельные масла, входящие в состав UFA, на начальном этапе способствуют улучшению регулирования проникновения жидкости, загущенной ВУПАВ, в пласт при гидроразрыве пласта, за счет направления двухфазного потока (вода-масло) в поровое пространство скелета породы продуктивного пласта.

2. Отдельные масла, входящие в состав UFA, автоматически окисляются с образованием продуктов, разжижающих гели на основе ВУПАВ, включая, но необязательно ограничиваясь, альдегидами, кетонами и аналогичными веществами. Продукты, образующиеся в результате автоокисления, далее обозначаются в настоящем раскрытии изобретения аббревиатурой AOGP.

3. AOGP снижают вязкость гелей на основе ВУПАВ и обеспечивают следующие воздействия:

а. Они будут нарушать и(или) изменять структуру мицеллы ВУПАВ, таким образом разжижая гель.

б. Такое снижение вязкости облегчит очистку скважины от жидкости для обработки на основе ВУПАВ из продуктивного пласта.

Что касается растворяющего агента, например растворителя, в частности, органического растворителя, то к неограничительным его примерам можно отнести спирты (например, метанол, этанол, изопропанол, бутанол и подобные), гликоли (например, пропилен гликоль (MPG), дипропиленгликоль (DPG), трипропиленгликоль (TPG), этиленгликоль (MEG), диэтиленгликоль (DEG) и подобные), эфиры гликоля (например, монометиловый эфир этиленгликоля (EGMME)), моноэтиловый эфир этиленгликоля (EGMEE), монопропиловый эфир этиленгликоля (EGMPE), монобутиловый эфир этиленгликоля (EGMBE), монометиловый эфирацетат этиленгликоля (EGMMEA), моноэтиловый эфирацетат этиленгликоля (ацетат EGMEEA) и подобные), и алкиловые эфиры (например, метилформиат, этилформиат, метилацетат, этилацетат, бутилацетат, метилпропионат, этилпропионат, этилбутират, метилбензоат, этилбензоат, метилэтилбензоат и подобные), а также их сочетания. Предполагается, что растворяющий агент будет выполнять большую часть или все из нижеперечисленных функций:

1. Способствовать дисперсии компонентов агента для снижения вязкости (например, ненасыщенных жирных кислот (UFA)) и вспомогательного растворителя.

2. Способствовать растворимости и дисперсии продуктов, полученных в результате автоокисления (AOGP).

3. Препятствовать образованию эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и сырой нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

4. Способствовать десорбции молекул ВУПАВ из порового пространства скелета породы продуктивного пласта.

5. Способствовать снижению поверхностного натяжения между водой - поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, для того чтобы:

а) способствовать извлечению (обратному потоку) жидкости для обработки и

б) предотвращать снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство (вследствие высокой степени абсорбции воды - насыщения водой).

Что касается агента десорбции, то здесь может использоваться ряд поверхностно-активных веществ, включая, но необязательно ограничиваясь, алкоксилированными спиртами, в частности этоксилированными спиртами; алкилглюкозидами; алкилполисахаридами; смесями алкилглюкозида с алкилполисахаридом; эфирами сорбита; алкоксилированными эфирами сорбита и подобными соединениями. В таких смесях отношение алкилглюкозида к алкилполисахариду варьируется в диапазоне приблизительно от 1:2 до 1:10 об.%. Можно использовать также и другие сочетания и отношения агента десорбции.

Если не указано иначе, то термин “алкил” в настоящем раскрытии изобретения определяется как неразветвленные или разветвленные группы с более низким содержанием алкила, в которых содержится от 1 до 18 атомов углерода. Предполагается, что поверхностно-активное вещество будет способствовать выполнению большинства или всех из нижеуказанных функций:

1. Дисперсии компонентов растворителя и вспомогательного растворителя.

2. Растворимости и дисперсии компонента(ов) вспомогательного поверхностно-активного вещества.

3. Предотвращению образования эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и сырой нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

4. Десорбции молекул ВУПАВ из порового пространства скелета породы продуктивного пласта.

5. Проникновению воды в породу и предотвращению порового пространства скелета породы продуктивного пласта от проникновения масла.

6. Снижению поверхностного натяжения между жидкостями на водной основе и поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, в целях:

а) облегчения извлечения (обратного потока) промывочной жидкости и

б) предотвращения снижения проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровые пространства породы пласта (вследствие высокой степени абсорбции воды и насыщения водой).

Что касается агента для смачиваемости водой, то в его качестве может быть использовано одно вспомогательное поверхностно-активное вещество, несколько вспомогательных поверхностно-активных веществ, включая, но необязательно ограничиваясь одним веществом или смесью изетионата, сульфосукцината, сульфоната альфа-олефинов, сульфата алкила, сульфоната алкила, сульфата алкилового эфира, сульфоната алкилового эфира, сульфоната алкилированных ароматических углеводородов. В качестве одного неограничительного примера можно использовать смесь алкилсульфата с сульфонатом алкилированных ароматических углеводородов и подобные смеси. В таких смесях отношение алкилсульфата к сульфонату алкилированных ароматических углеводородов варьируется в диапазоне приблизительно от 1:2 до 1:20 об.%. Если не указано иначе, то под термином “ароматический” в настоящем раскрытии изобретения имеется в виду соединение с одной или несколькими ароматическими группами. Следует понимать, что агент для проникновения воды в породу (например, вспомогательное поверхностно-активное вещество) отличается от агента растворимости (солюбилизирующего агента) и агента десорбции. Предполагается, что такое вспомогательное поверхностно-активное вещество будет способствовать выполнению большинства или всех ниже перечисленных функций:

1. Дисперсии присутствующих компонентов ненасыщенных жирных кислот (UFA), растворителя и вспомогательного растворителя.

2. Предотвращению образования эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

3. Десорбции молекул ВУПАВ из порового пространства скелета породы продуктового пласта.

4. Снижению поверхностного натяжения между водой - поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, для:

а) облегчения извлечения (обратного потока) промывочной жидкости и

б) предотвращения снижения проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровые пространства пласта (вследствие высокой степени абсорбции воды и насыщения водой).

Что касается некоторых необязательных компонентов микроэмульсий, то, согласно одному неограничительному варианту осуществления настоящего изобретения, приемлемый вспомогательный растворитель может включать, но необязательно ограничиваться одним веществом или смесью терпена, d-лимонена, метилпирролидона, пропиленкарбоната и подобными веществами или смесями. Согласно своему назначению в настоящем раскрытии изобретения вспомогательный растворитель отличается от растворителя или растворяющего агента. Предполагается, что вспомогательный растворитель будет способствовать выполнению большинства или всех нижеперечисленных функций:

1. Первоначальной дисперсии ненасыщенных жирных кислот (UFA).

2. Совместимости сырых нефтей.

3. Растворимости и дисперсии продуктов, полученных в результате автоокисления (AOGP).

4. Дисперсии измененных молекул ВУПАВ (например, которые получены в результате ион-металлических окислительно-восстановительных систем других систем и механизмов, используемых для разжижения геля гидроразрыва.

5. Дисперсии соединений, образованных системой разжижения геля гидроразрыва, которые разрушают структуру мицеллы ВУПАВ (системы омыления или другие системы разжижителей геля гидроразрыва).

Регуляторы скорости автоокисления необязательного компонента выполняют функции, оказывая влияние на скорость автоокисления и(или) реакцию автоокисления ненасыщенных жирных кислот (т.е. агентов снижения вязкости). То есть регуляторы скорости автоокисления изменяют (увеличивают или снижают) скорость автоокисления. В частности, регуляторы скорости автоокисления изменяют характеристики агентов снижения вязкости и, следовательно, могут облегчить регулирование скорости автоокисления ненасыщенных жирных кислот в диапазоне приблизительно от 80°F до 280°F (приблизительно от 27°C до 138°C).

1. Токоферолы, аскорбаты, эриторбаты, хлористые соли (NaCl, KCl, CaCl₂, MgCl₂ и подобные соли), бромистые соли (NaBr, CaBr₂ и подобные соли) и другие соли галоидоводородной кислоты могут снижать скорость автоокисления ненасыщенных жирных кислот путем снижения скорости реакции при повышенных температурах.

2. 3-еновые жирные кислоты, 5-еновые жирные кислоты, 6-еновые жирные кислоты, металлы в следовых количествах (нехелатированные, например, Fe, Cu, Cr, Co, Mo, Pd, Mn, Zn в форме хлоридов и подобные) и хелатированные металлы в следовых количествах, например, этилендиаминтетрауксусная кислота (EDTA) в комплексе с ион-металлами, включая, но необязательно ограничиваясь Cu⁺², Ni⁺², Mn⁺², Co⁺², Fe⁺², Fe⁺³, и аналогичными металлами, могут увеличить скорость автоокисления и реакций автоокисления ненасыщенных жирных кислот путем:

а. Увеличения скорости автоокисления при более низких температурах.

б. Регулирования реакций автоокисления-гидропероксидного разложения.

В одном неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения ненасыщенные жирные кислоты, перечисленные выше для регуляторов скорости автоокисления, являются относительно более ненасыщенными по сравнению с ненасыщенными жирными кислотами (UFA), используемыми в настоящем раскрытии изобретения в качестве агентов для снижения вязкости.

Необязательные агенты контроля жесткости воды, в частности хелаты, могут включать, но необязательно ограничиваться, полиаспартатами, иминодисукцинатами, аминокарбоксильными кислотами, органофосфатами и полимерами (например, полиакриламидами). Было обнаружено, что некоторые из агентов контроля жесткости воды оказывают влияние на агенты разжижения геля гидроразрыва с использованием UFA, главным образом замедляя скорость автоокисления. Данные агенты контроля жесткости воды могут выполнять следующие функции:

а. Создавать комплексы из положительно заряженных ионов из соляного раствора подземного пласта.

б. Повышать эксплуатационные характеристики компонентов поверхностно-активного вещества и(или) вспомогательного поверхностно-активного вещества.

Что касается вспомогательного деэмульгатора, то может быть использован ряд возможностей, включая, но необязательно ограничиваясь:

1. Полимерными деэмульгаторами, которые могут включать, но необязательно ограничиваться полимерами с гидрофобными боковыми группами, присоединяемыми к главной цепи макромолекулы гидрофильного полимера.

2. Деэмульгаторами на основе смол, которые могут включать, но необ