Способ и композиция для разрыва подземных пластов

Способ и композиция для разрыва подземных пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Настоящее изобретение относится к водным загущенным жидкостям, применяемым в подземных пластах (формациях) в ходе операций добычи углеводородов, и, в частности, в одном варианте осуществления настоящего изобретения относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругими поверхностно-активными веществами, которые также содержат усилители вязкости, агенты, регулирующие потери жидкости, стабилизаторы вязкоупругих поверхностно-активных веществ ВУП (англ. VES, viscoelastic surfactants), а также внутренние компоненты для "разрушения" или уменьшения вязкости загущенной жидкости после обработки, и способам применения этих жидкостей как жидкостей для гидроразрыва.

Предпосылки создания изобретения

Иногда углеводороды находятся в пласте, но не могут с легкостью течь в скважину, так как пласт имеет очень низкую проницаемость. Для того чтобы углеводороды перемещались из пласта в ствол скважины, необходима траектория движения из пласта в ствол скважины. Эта траектория движения должна проходить через породу пласта и иметь поры достаточного размера и числа, чтобы обеспечить прохождение углеводородов через пласт. В некоторых подземных пластах, содержащих углеводороды, траектории движения имеют малый угол падения или залегания и/или размер, что затрудняет эффективную добычу углеводородов.

Что касается скважин, которые ранее имели высокую продуктивность, общей причиной снижения добычи нефти и газа из отдельного пласта является разрушение пласта, которое приводит к закупорке пор породы и препятствует попаданию потока нефти в ствол скважины и в конце концов к поверхности.

Для интенсификации притока в скважину обращались к разным средствам, применяемым для улучшения проницаемости нефтеносного пласта. Одним из общих способов интенсификации притока в скважину является разрыв пласта. Специалистам известно применение загущенных жидкостей для гидроразрыва и в других способах воздействия на скважину. Гидроразрыв является методом применения насоса и гидравлического давления для разрыва или растрескивания подземного пласта и тем самым образования относительно широкого проточного канала, по которому более легко смогут проходить углеводороды из пласта в ствол скважины. Как только образуется трещина или трещины, в разрыв, как правило, нагнетают расклинивающий наполнитель с высокой проницаемостью относительно проницаемости пласта для раскрытия трещины. При снижении подачи насоса и давлений или удалении из пласта трещина или разрыв не могут полностью замкнуться, так как расклинивающий наполнитель с высокой проницаемостью поддерживает трещину в открытом состоянии. Расклиненная трещина или разрыв создает трассу с высокой проницаемостью, соединяющую продуктивную скважину с большей площадью пласта для интенсификации добычи углеводородов. При использовании кислоты в жидкости для гидроразрыва для увеличения или восстановления проницаемости пласта эта обработка получила название "кислотный разрыв".

Как правило, вязкости водных жидкостей для гидроразрыва увеличивают введением в них способных к гидратации полимеров (например, полисахаридов), некоторые из которых могут иметь поперечные связи для дальнейшего увеличения вязкости. Недавно было установлено, что водные буровые и обрабатывающие жидкости могут быть загущены или их вязкость может быть увеличена с помощью применения неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУП). Эти ВУП материалы во многих случаях предпочтительнее ранее применяемых полимерных загущающих агентов, так как они состоят из низкомолекулярных ПАВ, а не высокомолекулярных полимеров, что позволяет избежать накопления полимеров (например, образования полимерного фильтровального осадка). Полимерные фильтровальные осадки, образующиеся на пласте и внутри него, могут повредить пласт при удалении полимерного фильтровального осадка перед добычей углеводородов, и это повреждение может привести к снижению добычи углеводородов. В противоположность этому ПАВ вязкоупругого типа увеличивают вязкость в водных жидкостях, образуя уникальные удлиненные мицеллярные образования. Эти уникальные образования часто называют мицеллярными структурами в виде червей или прутков. Кроме того, водные жидкости, загущенные ВУП, могут иметь очень высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига и в статических условиях. Было установлено, что, как правило, ВУП жидкости не повреждают пласты в той степени, как это делают полимерные загущенные жидкости, хотя недавние исследования показали, что жидкости, загущенные ВУП, могут также до некоторой степени повредить пласты после их удаления.

При разработке внутренних систем разрушения вязкости для неполимерных загущенных жидкостей на основе ВУП больших успехов не наблюдалось. Обычно для уменьшения вязкости (разрушения) жидкостей, загущенных ВУП, полагались только на "внешние" или "пластовые" условия и удаление ВУП жидкости в ходе добычи углеводородов. Кроме того, в последние десять лет было установлено, что разбавление коллекторного рассола имеет лишь незначительное, если вообще имеет, влияние на разрушение ВУП геля внутри коллектора.

Для уменьшения вязкости ВУП жидкости (разрушение или разжижение геля) полагались лишь на перегруппировку, повреждение и/или распускание червеобразной структуры мицеллы путем контакта углеводородов внутри коллектора, точнее контакта и смешения с сырой нефтью и углеводородным конденсатом, как описано в патенте US 5964295. В одном неограничивающем варианте осуществления изобретения полагают, что состояние геля или увеличенной вязкости водной жидкости сообщают мицеллы в виде червей или прутков, переплетенные одна с другой.

Однако во многих газовых скважинах и в случаях избыточного вытеснения углеводородов сырой нефти из пор коллектора в ходе обработки ВУП гелем наблюдается много случаев, когда ВУП жидкость в некоторых частях коллектора не разрушается или неполностью разрушается, что приводит к повреждению пласта (снижение добычи углеводородов). Контакт и разрушение вязкой жидкости на основе мицелл углеводородами коллектора во всех частях коллектора не всегда эффективны. Одной из достоверных причин этого является чрезвычайно высокая вязкость ВУП жидкости при очень низких скоростях сдвига и статические условия, которые затрудняют движение жидкости и удаление из пористой среды (то есть пор коллектора). Нефтеносные коллекторы, как правило, характеризуются гетерогенной проницаемостью, когда ВУП жидкость, находящуюся внутри менее проницаемых частей коллектора, может быть еще труднее перемещать и удалять. Очень высокая вязкость при очень низких скоростях сдвига может препятствовать однородному контакту и разрушению вязкой ВУП жидкости углеводородами коллектора. Часто наблюдаются канализация и перепуск вязкой ВУП жидкости, что приводит к снижению добычи углеводородов. В подобных случаях в обработанный ВУП коллектор нагнетают насосом вытесняющие жидкости для последующей обработки, состоящие из ароматических углеводородов, спиртов, поверхностно-активных веществ, общих растворителей и/или других добавок, разрушающих ВУП, для разрушения ВУП жидкости с целью ее удаления. Однако введение вытесняющих жидкостей является проблематичным способом и, как правило, освобождаются лишь некоторые внутренние секции коллектора, в остальных секциях остается неразрушенная или недостаточно разрушенная жидкость, загущенная ВУП, что снижает добычу углеводородов.

Из-за этого явления и других случаев, когда расчет на внешние факторы или механизмы удаления ВУП жидкости из коллектора в процессе добычи углеводородов не оправдался, или случаев, когда внешние условия действуют медленно (когда разрушение ВУП и удаление требуют много времени, например, несколько дней, возможно, месяцев) для разрушения и затем выхода обрабатывающей ВУП жидкости из коллектора и когда вытесняющие жидкости последующей обработки (то есть применение внешних растворов для разрушения ВУП) непригодны для удаления неразрушенной или недостаточно разрушенной ВУП жидкости из всех секций нефтеносной части коллектора, возникла возрастающая и серьезная потребность промышленности во внутренних агентах для разрушения ВУП жидкостей. Внутренние разрушающие агенты должны включать системы разрушения, в которых применяются продукты, вводимые в жидкость, загущенную ВУП, активируемые температурой скважины или другим механизмом, которые обеспечат регулируемую скорость снижения вязкости геля на протяжении довольно короткого периода времени от примерно 1 до 16 часов, аналогичного времени разрушения геля традиционными полимерными жидкими системами.

Проблема заключается в том, что жидкости, загущенные ВУП, не содержат полисахаридные полимеры, которые легко разрушаются при использовании ферментов или окислителей, но содержат поверхностно-активные вещества, которые ассоциируются и образуют вязкие мицеллярные структуры в виде прутков или червей, характеризующиеся очень высокой кажущейся вязкостью при очень низких скоростях сдвига жидкости. Как было установлено, традиционные ферменты и окислители не действуют и не разрушают молекулы поверхностно-активных веществ или вязкие мицеллярные структуры, которые они образуют. Однако желательно создать некоторый механизм, который опирается и основан на применении внутренней фазы разрушающих компонентов, которые помогут обеспечить полное разрушение вязкости жидкостей, загущенных ВУП.

Желательно, чтобы вязкоупругая система на основе поверхностно-активных веществ имела эксплуатационные показатели, аналогичные или превосходящие показатели полимерной жидкости для обработки скважины, в частности для разрыва, однако в меньшей степени ухудшала бы проницаемость пласта и проводимость разрыва, общие для ВУП жидкостей для обработки. Еще более желательно, чтобы жидкая ВУП система имела эксплуатационные показатели полимерной жидкости для обработки скважины, но дополнительно имела бы более высокую способность к удалению, чем обычные ВУП жидкости, применяемые для обработки скважины, в частности для разрыва. Было бы также предпочтительно изобретение состава и способа для преодоления некоторых проблем, присущих обычным способам разрыва и жидкостям.

Сущность изобретения

В одном не ограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки подземного пласта, который включает в себя создание композиции обрабатывающей жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом. Композиция обрабатывающей жидкости включает в себя, кроме прочего, воду, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в эффективном количестве для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент и по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости. Композиция обрабатывающей жидкости предназначена для введения в подземный пласт. Подземный пласт обрабатывают. Вязкость композиции обрабатывающей жидкости снижают. Некоторое снижение вязкости может происходить одновременно с обработкой.

В другой, не ограничивающей форме предлагается также способ разрыва подземного пласта, который включает в себя введение в подземный пласт композиции жидкости для гидроразрыва, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом. Жидкость, загущенная вязкоупругим поверхностно-активным веществом, может включать, кроме прочего, воду, рассол, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент, по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, возможно, по меньшей мере один стабилизатор ВУП для высокотемпературного применения и возможно, по меньшей мере один усилитель вязкости. Кроме того, способ включает в себя нагнетание композиции жидкости для гидроразрыва в подземный пласт при достаточных скорости и давлении для разрыва пласта. Применение агентов регулирования потерь жидкости и усиления вязкости улучшает эффективность жидкости при генерировании желаемой геометрии разрыва. После разрыва внутренний разрушающий агент уменьшает вязкость жидкости, загущенной ВУП. В одном варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения, полагают, что внутренний разрушающий агент предпочтительно ассоциируется с углеводородной концевой секцией мицеллы ВУП и посредством этого находится, главным образом, внутри мицелл, имеющих вид прутков.

Кроме того, в одном, не ограничивающем настоящее изобретение варианте предлагается обрабатывающая жидкость для подземного пласта, загущенная вязкоупругим поверхностно-активным веществом, которая включает в себя, кроме прочего, воду, по меньшей мере одно ВУП в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент, по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, возможно, по меньшей мере один стабилизатор ВУП для высокотемпературного применения и, возможно, по меньшей мере один усилитель вязкости.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 представлен график зависимости от времени вязкости жидкости, загущенной ВУП, в 1,7 кг/литр рассола CaCl₂/CaBr₂ с 2% и 4 об.% WG-3L ВУП при 135°С, содержащей 0,24 и 0,48 кг/м³, соответственно стабилизатора вязкости ВУП-STA1.

На фиг.2 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl₂/CaBr₂ с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С без стабилизатора вязкости, с 0,72 кг/м³ ВУП-STA1 стабилизатора вязкости, с 0,72 кг/м³ ВУП-STA1 стабилизатора вязкости и 2,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG как внутреннего разрушающего агента и 10 гал./1000 гал. FLC-40L (FLC-40L представляет собой суспензию порошка MgO в монопропиленгликоле) как стабилизатора вязкости и агента, регулирующего потери жидкости, и 2,0 гал./1000 гал.Fish Oil 18: 12TG как внутреннего разрушающего агента.

На фиг.3 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl₂/CaBr₂ с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С, содержащих 0,72 кг/м³ VE-42 (VE-42 представляет собой наночастицы ZnO) усилителя вязкости или стабилизатора с 2,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG как внутреннего разрушающего агента.

На фиг.4 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl₂/CaBr₂ с 4 об.% WG-3L ВУП при 121° с 0,72 кг/м³ нано MgO как стабилизатора вязкости с 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil:12TG как внутреннего разрушающего агента, содержащих 2,4 кг/м³ нано MgO как стабилизатора вязкости и агент, регулирующий потери жидкости, с 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil как внутреннего разрушающего агента.

На фиг.5 представлен график зависимости от времени утечки жидкостей, загущенных ВУП, в 3 мас.% рассола KCl с 4 об.% WG-3L ВУП через диск проницаемостью 400 мд (англ. md - миллидарси) из алоксита при 66°С и 2,1 МПа, не содержащих агента регулирования потери жидкости FLC-41 с одним только традиционным льняным маслом (англ. Flax Oil) в количестве лишь 2,0 гал./1000 гал. в качестве внутреннего разрушающего агента ("традиционный" здесь означает известный сорт льняного масла, применение которого в качестве разрушающего агента неизвестно) и другой, содержащей 15 фунтов/1000 гал. FLC-41 (нано MgO) в качестве агента, регулирующего потери жидкости, с 2,0 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента на основе традиционного льняного масла.

На фиг.6 представлено фото псевдофильтровального осадка на диске 400 мд из алоксита; псевдофильтровальный осадок состоит из ВУП мицелл, внутреннего разрушающего агента и агента, регулирующего потери жидкости (нано MgO).

На фиг.7 представлена иллюстрация разрушения жидкости, загущенной ВУП, с помощью внутреннего разрушающего агента, показывающая частицы агентов регулирования потери жидкости и/или стабилизаторов вязкости или усилителей вязкости.

На фиг.8 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 9 мас.% рассола KCl с 6 об.% WG-3L ВУП и 5 гал./1000 гал. FLC-40L (суспензия порошка MgO в смеси с монопропиленгликолем) как агентом, регулирующим потери жидкости при 57°С без внутреннего разрушающего агента, 6,0 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента Hydrobrite 200®, 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG с 0,3 гал./1000 гал. GBC-4L в качестве внутреннего разрушающего агента и 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG с 0,3 гал/|1000 гал. GBC как внутреннего разрушающего агента и 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite® 200 с 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG и 0,3 гал |1000 гал.GBC-4L комбинации внутренних разрушающих агентов.

На фиг.9 представлен график зависимости от времени утечки жидкости, загущенной ВУП, в 9 мас.% рассола KСl с 6 об.% WG-3L и 5 гал./1000 гал. FLC-40 при 57°С, содержащей 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite® 200 с 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG и 0,3 гал/|1000 гал. GBC-4L комбинации внутренних разрушающих агентов.

На фиг.10 представлен график зависимости от времени удаления из керна Berea газом N₂ загущенных ВУП жидкостей в 3 мас.% рассола KCl с 4 об.% WG-3L ВУП при 66°С, не содержащих внутреннего разрушающего агента, и с 3,0 гал/|1000 гал. Fish Oil 18:12TG внутреннего разрушающего агента.

На фиг.11 представлен график удаления из керна Berea газом N₂ и 3% KCl в 50 мд и 500 мд, соответственно, жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl₂/CaBr₂ с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С, содержащих 0,72 кг/м³ FLC-41 (нано MgO) с 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG.

Подробное описание изобретения

В большинстве обработок на основе гидроразрыва применяют сетчатые системы полимерных жидкостей. Эти системы регулируют потери жидкости и переносят расклинивающий наполнитель скважины, но они представляют собой жидкости, накапливающиеся на стенке, которые оставляют на стенке коллектора и внутри разрыва полимерные отложения (то есть фильтровальный осадок), что ухудшает проницаемость стенки коллектора, а также проводимость расклинивающего наполнителя. Концентрация разрушающего агента для разрушения длинной полисахаридной цепочки в сетчатых системах полимерных жидкостей основана на гомогенной среде (то есть разрушающий агент, который распределен во всем объеме жидкости внутри замкнутого лабораторного опытного контейнера). В разрыве, наполненном расклинивающим наполнителем, большая часть разрушающего агента вытекает с фильтратом в матрицу пласта, оставляя за собой неразрушенный дегидратированный полимер, и проводимость разрыва с расклинивающим наполнителем заметно ухудшается.

Жидкие системы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества (ВУП) используют для разрыва в течение более десяти лет. ВУП жидкости состоят из низкомолекулярных поверхностно-активных веществ, образующих удлиненные мицеллярные структуры, характеризующиеся вязкоупругим поведением для увеличения вязкости жидкости. ВУП жидкости отличаются от полимерных систем тем, что они не накапливаются на стенке и не образуют фильтровальный осадок на поверхности пласта. В отсутствие роста фильтровального осадка количество ВУП жидкости, вытекающей из разрыва в ходе операции разрыва, главным образом, зависит от вязкости жидкости. ВУП жидкости могут иметь относительно высокую способность утечки из разрыва в ходе обработки, и их "отбор" является общей проблемой. Из-за очень плохой эффективности жидкости (1) проницаемость коллектора может быть ограничена примерно 800 мд и в большинстве случаев она ограничена менее чем примерно 400 мд, (2) требуется больший объем жидкости для данной обработки и (3) внутри коллекторной матрицы скапливаются большие количества "утечки жидкости", которые необходимо удалить после обработки. Кроме того, обычные ВУП жидкости не содержат внутренних разрушающих агентов. То есть они зависят от углеводородов коллектора для осуществления контакта, разрушения и удаления утечки ВУП жидкости. Однако имеется много случаев, когда расчет на внешние разрушающие агенты (контактирующие с углеводородами коллектора, главным образом, в газовых скважинах) не приводит к постоянному или полному удалению ВУП жидкостей из коллектора после обработки гидроразрывом и происходит снижение добычи. Во многих случаях для удаления не разрушенной ВУП жидкости, находящейся внутри нефтеносного пласта, требуются вытесняющие жидкости последующей обработки, содержащие агенты, разрушающие ВУП (такие как спирты и общие растворители). Вытесняющие жидкости последующей обработки редко, если вообще образуют, сплошное покрытие для контакта и удаления всей не разрушенной ВУП жидкости из коллектора. Последние публикации (SPE 102468 и SPE 102469) показали примеры, когда без внутренних разрушающих агентов ВУП жидкости могут причинить пласту такой же вред, как жидкости, загущенные полимером. В любом случае расчет на углеводороды в нефтеносном коллекторе (пористая среда), которые будут контактировать с ВУП мицеллами и разрушать ВУП жидкости, может быть весьма спорным.

Изобретены новые способы и композиции для разрыва нефтеносных коллекторов, с помощью которых будут преодолены многие недостатки и значительно улучшены преимущества применения ВУП жидкостей. Эти композиции жидкостей для гидроразрыва являются синергетической комбинацией внутренних разрушающих агентов с одним или более необязательными высокотемпературными стабилизаторами, необязательными усилителями вязкости, агентами, регулирующими потери жидкости, и смешанными водными рассолами с соленостью до 1,7 кг/литр, например, CaBr₂. Описанные в них внутренние разрушающие агенты неожиданно работают в присутствии нескольких типов стабилизаторов мицелл ВУП, усилителей вязкости мицелл, агентов, регулирующих потери мицеллярной жидкости, широкого диапазона солености водной смеси (включая бивалентные ионы, подобные кальцию и магнию) при температуре жидкости примерно от 27°С до примерно 149°С. Способность этих агентов работать совместно по сходным механизмам уникальна и позволяет комбинировать многие улучшенные эксплуатационные показатели ВУП жидкости.

В этих композициях агенты, регулирующие потери жидкости, образуют новый "псевдофильтровальный осадок", то есть высоковязкий слой ВУП жидкости, состоящий из уникальных частиц, ассоциированных с мицеллами ВУП в центре и на стенках пласта. Способность образовывать "псевдофильтровальный осадок" значительно снизит скорость утечки ВУП жидкости, аналогично фильтровальным осадкам полимерного типа, но посредством применения совершенно других механизмов, чем образование традиционных полимерных фильтровальных осадков. Псевдофильтровальный осадок имеет свойство регулирования утечки, похожее или аналогичное свойству фильтровального осадка полимерного типа, однако удаление псевдофильтровального осадка намного легче, чем традиционного полимерного фильтровального осадка. В полимерном фильтровальном осадке большая часть разрушающего агента в полимерной жидкой системе вытекает в матрицу пласта, оставляя высокую концентрацию полимера в осадке (разрыв). Разрушающий агент не присоединен к полимеру или не связан с ним. В псевдофильтровальном осадке ВУП внутренний разрушающий агент, по-видимому, содержится или находится внутри ВУП мицелл и таким образом движется в направлении движения ВУП мицелл в соответствии с одним, не ограничивающим осуществление настоящего изобретения объяснением. Агенты, регулирующие потери жидкости, могут работать примерно от 27 до примерно 149°С. Была установлена полезность широкого диапазона типов частиц и свойств для улучшения эксплуатационных показателей ВУП жидкости, которые включают в себя, кроме всего прочего, поверхностную адсорбцию, заряды кристаллической поверхности, пьезоэлектрические и пироэлектрические частицы, свойства и технологию наночастиц. Кроме того, был установлен синергетический эффект применения внутренних разрушающих агентов с псевдофильтровальным осадком, который позволяет быстро разрушить псевдофильтровальный осадок в легко удаляемую разрушенную ВУП жидкость. Другим улучшенным эксплуатационным показателем является то, каким образом жидкости, часть которых может неизбежно вытечь в поры коллектора в ходе обработки, могут переносить с собой внутренний разрушающий агент, превращающий ВУП жидкость в легко удаляемую жидкость без необходимости контакта с углеводородами коллектора. Это является значительным улучшением в сравнении с известными способами и композициями, которое состоит в том, что без контакта с углеводородами достигается очень высокая вязкость при очень низких скоростях сдвига, такая как 2000 сП (сантипуаз) или более при скорости сдвига, такой как 1 сек^-1. Очень высокая вязкость ВУП жидкостей при очень низких скоростях сдвига при утечке ВУП жидкости в поры пласта требует высокого давления в коллекторе для движения и удаления жидкости, находящейся внутри матрицы коллектора. Лабораторные испытания по очистке керна показывают, что удаление внутренне разрушенной ВУП из пор матрицы кернов Berea требует очень небольшого давления и времени в сравнении с ВУП жидкостями без внутреннего разрушающего агента.

Водные жидкости, загущенные ВУП, могут иметь очень высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига и статических условиях. Чрезвычайно высокая вязкость при низких скоростях сдвига, часто до тысяч сантипуаз, может затруднить движение жидкости, загущенной ВУП, и вытеснение ее из пор и разрывов пласта, что может быть идеальным для жидкостей для гидроразрыва.

Однако, хотя очень высокая вязкость при очень низкой скорости сдвига может быть благоприятна для жидкостей для гидроразрыва, это в свою очередь может затруднить удаление жидкостей для разрыва на основе ВУП. Таким образом, важно, чтобы вязкость любой жидкости для гидроразрыва на основе ВУП была снижена или некоторым образом разрушена, так чтобы она могла легко и быстро вытечь из пласта.

Изобретены водная жидкая система вязкоупругое поверхностно-активное вещество - внутренний разрушающий агент, содержащая усилители вязкости, высокотемпературные ВУП стабилизаторы, агенты, регулирующие потери жидкости, и способы применения этих систем для разрыва подземных пластов, через которые проходит ствол скважины. При смешении вязкоупругого поверхностно-активного вещества (ВУП) с водной базовой жидкостью начинает образовываться гель. Для промотирования образования вязких мицелл в водной жидкости, содержащей ВУП, можно применить соль или другой противоион. Жидкость для гидроразрыва на основе ВУП закачивают в одну или более последовательных ступеней. Вязкость жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом (которая содержит, например, минеральное масло и/или рыбий жир, источник иона переходного металла, омыленную жирную кислоту, ненасыщенную или насыщенную жирную кислоту или другой внутренний разрушающий агент), поддерживают на высоком уровне перед разрывом и возможным разрушением (уменьшение вязкости) жидкости под действием разрушающего агента. Вязкость жидкости, загущенной ВУП, значительно улучшается, увеличивается или усиливается, в частности, при низких скоростях сдвига, в результате присутствия микрочастиц усилителей вязкости. В присутствии микрочастиц агентов, регулирующих потери жидкости, также значительно снижается скорость утечки жидкости в ходе обработки гидроразрывом. Кроме того, стабильность вязкости жидкости, загущенной ВУП, можно улучшить или усилить с помощью микрочастиц высокотемпературных агентов стабилизации вязкости. Усилители вязкости, стабилизаторы вязкости и агенты, регулирующие потери жидкости, кроме того, улучшают способность водной жидкости на основе ВУП к разрыву пластов, и каждый из них работает по механизму, который не ингибирует активность или механизм другого. В одном примере, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения, присутствие высокотемпературного стабилизатора вязкости не ингибирует активность внутренних разрушающих агентов, как видно на фиг.2 и 4. В другом, не ограничивающем изобретение примере присутствие и активность агента, регулирующего потери жидкости, не ингибирует разрушающую активность внутреннего разрушающего агента, как также видно на фиг.2 и 4. После завершения обработки с применением насоса и закрытия скважины внутренний разрушающий агент (например, минеральное масло и/или рыбий жир) разрушает вязкий гель, то есть быстро и легко снижает вязкость жидкости для разрыва в присутствии стабилизаторов вязкости, усилителей вязкости и тому подобное. Внутренне разрушенная ВУП жидкость очень легко стекает назад с промысловой жидкостью, не повреждая пласт или повреждая его в незначительной степени. Для вывода и удаления разрушенной ВУП жидкости требуются очень низкое давление в коллекторе и малые затраты времени. Для контакта и удаления ВУП жидкости для разрыва нет необходимости рассчитывать на углеводороды коллектора. Благодаря наноразмеру и минимальному расходу микрочастицы усилителей вязкости и стабилизаторы также легко выводятся и удаляются с разрушенной ВУП жидкостью, не повреждая пласт или нанося лишь небольшие повреждения.

Хотя в одном варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения некоторые материалы или компоненты, применяемые в качестве агентов, регулирующих потери жидкости, могут также функционировать как стабилизаторы вязкости и/или усилители вязкости, в другом, не ограничивающем настоящее изобретение варианте отмечают, что применяемые агенты, регулирующие потери жидкости, отличаются от применяемых стабилизаторов вязкости, и, в свою очередь, применяемые усилители вязкости отличаются от применяемых агентов, регулирующих потери жидкости, и стабилизаторов вязкости.

Как отмечалось, водные жидкости, загущенные вязкоупругими поверхностно-активными веществами, первоначально применяли при операциях заканчивания буровых скважин, таких как гидроразрыв, без применения системы внутреннего разрушающего агента, и, как правило, рассчитывали на внешние условия скважины для разрушения жидкости, загущенной ВУП, такие как разбавление коллекторным рассолом и, что важнее, разрушение геля в результате взаимодействия с углеводородами коллектора в ходе выхода таких коллекторных жидкостей на поверхность. Однако расчет на внешние условия скважины показал примеры, когда неразрушенная или недостаточно разрушенная ВУП жидкость остается в коллекторе после обработки ВУП жидкостью и ухудшает добычу углеводородов. Существуют водные жидкости, загущенные вязкоупругими поверхностно-активными веществами, о которых известно, что они "разрушаются" или их вязкости снижаются, хотя некоторые из известных способов разрушения основаны на применении внешних вытесняющих жидкостей как часть плана обработки (таких как жидкости предварительной и последующей промывки, введенные в коллектор до и после обработок заканчивания скважины, таких как известное заполнение гравием и также "разрыв-заполнение" - гидравлический разрыв с последующим заполнением гравием). Имеются и другие известные способы, но они относительно медленнее, например, применение бактерий, разрушающих ВУП гель, со временами разрушения вязкости от половины дня до 7 дней. При стимулировании технологии разработки жидкости возникла необходимость в установлении промышленного стандарта для "быстрого разрушения геля", однако для жидкостей, загущенных ВУП, это стало довольно серьезной проблемой. Необходим способ разрушения жидкостей, загущенных ВУП, который был бы таким же простым, быстрым и экономичным, как разрушение известных полимерных жидкостей, но предпочтительно без применения внутреннего разрушающего агента. В то же время нежелательно снижение вязкости жидкости, то есть разрушение геля, немедленно или по существу мгновенно. Серьезную озабоченность вызывает тот факт, что не разрушенная ВУП жидкость имеет чрезвычайно высокую вязкость при очень низкой скорости сдвига и статических условиях, что затрудняет контакт коллекторных углеводородов со всей ВУП жидкостью и ее вытеснение из пор обрабатываемого коллектора. Это особенно подтверждается для газовых коллекторов и нефтяных коллекторов с гетерогенной проницаемостью, где присутствуют секции с высокой относительной проницаемостью.

Предложены новые способы снижения вязкости водных жидкостей, загущенных вязкоупругими поверхностно-активными веществами (то есть веществами, образующими вязкую среду в водных рассолах, включающих хлоридные рассолы, путем образования мицеллярных структур в виде червей или прутиков). Новые способы исключают необходимость или расчет на углеводороды коллектора для контакта, разрушения и удаления вязкоупругой жидкости. Эти усовершенствования позволят относительно быстро выполнить разрушения, например, за время от 1 до примерно 16 часов, в сравнении со способом на основе применения бактерий для разрушения ВУП, который для этого требует по меньшей мере 48 часов или более, и более типично от 4 до 7 дней. В другом варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения разрушение происходит за время примерно от 1 до примерно 8 часов, еще в одном варианте за время от 1 до примерно 4 часов и в другом варианте, не ограничивающем изобретение, за время примерно от 1 до примерно 2 часов. В этих вариантах разрушающие компоненты могут применяться как внутренний разрушающий агент, например, добавляться к гелю после периодического смешения при обработке ВУП гелем или добавляться в процессе работы после непрерывного смешения при обработке ВУП гелем с применением системы измерения жидкой добавки, как в одном варианте, не ограничивающем изобретение, или компоненты могут применяться, при необходимости, отдельно как внешний разрушающий раствор для удаления жидкостей, загущеных ВУП, уже помещенных в скважину. Внутренние разрушающие агенты, подходящие для способов и композиций настоящего изобретения, включают в себя источники иона переходного металла, источники восстанавливающего агента, источники хелатирующего агента, источники щелочноземельного металла, омыленные жирные кислоты, минеральные масла, гидрированные полиальфа-олефиновые масла, насыщенные жирные кислоты, ненасыщенные жирные кислоты и их сочетания. Кроме того, могут применяться бактерии как таковые или в сочетании с этими другими внутренними разрушающими агентами, хотя, как отмечают, снижение вязкости жидкостей, загущенных ВУП, бактериями идет относительно медленно. Применение бактерий как разрушителей вязкости для жидкостей, загущенных ВУП, описано в патенте US 7052901, Baker Hughes, включенном в виде ссылки в целом в данной заявке.

Внутренние разрушающие агенты (например, минеральные масла, гидрированные полиальфа-олефиновые масла, насыщенные жирные кислоты, полиненасыщенные жирные кислоты и тому подобное) не солюбилизируются в рассоле, так как они являются по сути гидрофобными, а скорее взаимодействуют с мицеллярными червеобразными структурами ВУП, первоначально как диспергированные микроскопические масляные капли, и таким образом образуют эмульсию типа масло-в-воде, в которой капли масла диспергированы во "внутренней фазе" как "прерывистая фаза" соляной раствор/ВУП жидкость, которая является "внешней фазой" или "непрерывной фазой". Лабораторные испытания показали, что небольшие количества ненасыщенных жирных кислот, достаточные в конечном счете для полного разрушения вязкости ВУП, не будут самопроизвольно разрушать вязкость ВУП после отдельных ассоциаций и дисперсий внутри ВУП мицелл, но станут активными при разрушении вязкости ВУП после активации, такой как автоокисление жирных кислот до продуктов, которые разрывают удлиненные мицеллы в виде прутков или червей.

Было установлено, что в указанном способе можно применить одно или более минеральное масло (как не ограничивающий изобретение пример подходящего разрушающего агента) в качестве разрушающего компонента. Это удивительно, так как ранее в литературе утверждалось, что контакт жидкости, загущенной ВУП, с углеводородами, такими как углеводороды пласта, в примере, не ограничивающем изобретение, по существу мгновенно снижает вязкость геля или "разрушает" жидкость. "По существу мгновенно" означает менее получаса. На скорость разрушения вязкости для данной температуры коллектора с помощью описанных здесь способов влияют тип и количество солей в водной смеси (то есть морская вода, KCl, NaBr, CaCl₂, CaBr₂, NH₄Cl и подобное),