Композиции и способы обработки скважины с водным барьером

Композиции и способы обработки скважины с водным барьером

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Когда стволы скважины пробуривают, естественным является прохождение сквозь различные подземные несущие формации для достижения интересующей формации, несущей углеводород. По завершении стволов скважины вода может достигать ствол скважины из различных источников, включая природную воду рядом с формацией или из искусственных текучих сред, которые ввели в или рядом со стволом скважины. Примеры искусственных источников воды включают: буровой раствор и другие буровые текучие среды на основе воды и продавочные текучие среды. Природные источники воды, которые возле призабойной зоны скважины включают прилегающие формации с количествами воды, большими, чем in-situ или уровни природного насыщения воды формации. Уровни водного насыщения in-situ типично являются приблизительными, если не одинаковыми, как и уровни насыщения реликтовой воды, хотя в некоторых формациях уровни водного насыщения in-situ могут быть значительно больше или меньше, чем уровень насыщения реликтовой воды для формации.

Из природных либо искусственных источников вода, которая остается или входит в формацию, может значительно снижать или полностью останавливать производство газа из скважины. Даже остановленные скважины могут терять производительность после короткого отрезка времени (включая всего лишь несколько дней) вследствие рассола воды, проточной воды, реликтовой воды, подвижной воды, неподвижной воды, воды с поперечным потоком, остаточной воды, воды из текучих сред скважины, воды в бетоне, воды из прилегающих перфорированных формаций, входящих в зону ствола скважины. Кроме того, когда формации пробурены, в дополнение к воде in-situ, зону ствола скважины можно наполнить водой из любого изложенного источника воды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Данное изобретение включает композиции и способы обработки углеводородных формаций, которые были повреждены водой (т.е., по меньшей мере, с частичным водным барьером). Примеры формаций, которые можно обработать применяя данное изобретение, включают залежи сухого газа, залежи влажного газа, залежи отходящего конденсата газа, залежи газа в плотных породах, залежи газа из угольных пластов и их комбинации.

В одном аспекте данное изобретение представляет способ обработки подземной формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовую воду, способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение подземную формацию, несущую углеводород, с композицией, включающей растворитель и модификатор смачиваемости, где растворитель, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации.

В некоторых вариантах осуществления нереликтовой водой является, по меньшей мере, одно из следующего: проточная вода, подвижная вода, неподвижная вода, вода с поперечным потоком, вода из текучих сред скважины, вода в бетоне, вода из прилежащих перфорированных формаций или остаточная вода. В некоторых вариантах осуществления формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент. В некоторых вариантах осуществления формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из следующего: залежь сухого газа, залежь влажного газа, залежь отходящего конденсата газа, залежь газа в плотных породах, залежь газа из угольных пластов или залежь хранения газа. В некоторых вариантах осуществления способ может дополнительно включать снижение потока, не подчиняющегося закону Дарси, в формации. В некоторых вариантах осуществления, формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из следующего: глинистую породу, конгломерат, диатомит, песок или песчаник. В некоторых вариантах осуществления, формация, несущая углеводород, включает формации с причиненным водой ущербом (т.е., по меньшей мере, с частичным водным барьером). В некоторых вариантах осуществления, формация, главным образом, не содержит конденсата.

В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ восстановления формации, несущей углеводород, обработанной первым модификатором смачиваемости, где формация, несущая углеводород, по меньшей мере, частично заблокирована водой, способ включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение формацию, несущую углеводород, с, по меньшей мере, частичным водным барьером, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет, по меньшей мере, одно из углеводорода или воды в формации, несущей углеводород;

получают информацию характеристик из формации, несущей углеводород, после приведения в соприкосновение формации, несущей углеводород, с текучей средой;

определяют, по меньшей мере, частично основываясь на информации характеристик, производить ли повторную обработку формации, несущей углеводород, вторым модификатором смачиваемости.

В некоторых вариантах осуществления формация, главным образом, не содержит конденсата. В некоторых вариантах осуществления, информация характеристики включает, по меньшей мере, одну газовую проницаемость, относительную газовую проницаемость, скорость выработки газа, скорость выработки конденсата, скорость выработки нефти или индекс производительности. В некоторых вариантах осуществления, способ может дополнительно включать повторную обработку кластической формации, несущей углеводород, композицией, включающий второй модификатор смачиваемости и, по меньшей мере, один растворитель и воду. В некоторых вариантах осуществления, первый и второй модификаторы смачиваемости одинаковые. В некоторых вариантах осуществления, модификатор смачиваемости включает, по меньшей мере, одно из: фторированное поверхностно-активное вещество, нефторированное поверхностно-активное вещество, органическое поверхностно-активное вещество или углеводородное поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода и где растворитель включает, по меньшей мере, одно из одноатомного спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления кластическая формация, несущая углеводород, имеет конденсат, и где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет конденсат в кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления, кластической формацией, несущей углеводород, является нисходящая скважина. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, главным образом, не содержит поверхностно-активного вещества.

В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовый рассол и, по меньшей мере, одну первую относительную газопроницаемость, где формация иным образом не блокирована жидкостью или повреждена жидкостью, способ включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с модификатором смачиваемости, где модификатор смачиваемости приводят в соприкосновение с кластической формацией, несущей углеводород, формация имеет, по меньшей мере, одну вторую газопроницаемость, и где вторая газопроницаемость, по меньшей мере, на 5 процентов выше (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 15, 20, 25, 50, 75, 100, 125 или даже, по меньшей мере, на 150 процентов или более) первой газопроницаемости. В некоторых вариантах осуществления, газопроницаемость представляет собой относительную газопроницаемость.

В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовую воду и, по меньшей мере, одну температуру, где нереликтовая вода имеет, по меньшей мере, одну первую композицию, причем способ включает этапы, на которых:

получают первую информацию о сочетаемости для первой модели рассола и первой композиции обработки при модели температуры, где первая модель рассола включает композицию, выбранную, по меньшей мере, из частично основанной на первой композиции, где модель температуры выбрана, по меньшей мере, частично основанной на температуре формации, и где первая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один первый растворитель;

основываясь, по меньшей мере, частично, на первой информации о сочетаемости, выбирают способ обработки для кластической формации, несущей углеводород, где способом обработки является способ I или способ II,

где способ I включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из по меньшей мере частично растворяющих или, по меньшей мере, частично вытесняющих нереликтовую воду в кластической формации, несущей углеводород; и

впоследствии приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки;

и способ II включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, со второй композицией обработки, вторая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно второе поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один второй растворитель, при условии что после получения первой информации о сочетаемости кластическая формация, несущая углеводород, не соприкасается с текучей средой, которая, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющих или, по меньшей мере, частично вытесняющих нереликтовую воду в кластической формации, несущей углеводород, перед соприкосновением кластической формации, несущей углеводород, со второй композицией обработки; и

обрабатывают кластическую формацию, несущую углеводород, выбранным способом обработки.

В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки формации, несущей углеводород, имеющей, по меньшей мере, одну трещину, где трещина содержит в себе рассол и множество расклинивающих агентов и где трещина имеет объем, способ включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение трещину с композицией, включающей количество модификатора смачиваемости, где количество модификатора смачиваемости основывается, по меньшей мере, частично на объеме множества расклинивающих агентов;

позволяют модификатору смачиваемости взаимодействовать с, по меньшей мере, частью множества расклинивающих агентов.

В некоторых вариантах осуществления, множество расклинивающих агентов включают, по меньшей мере, одно из песка, спеченного боксита, керамики (т.е. стекла, кристаллической керамики, стеклокерамики и их комбинаций), термопластмасс, органических материалов или глины. В некоторых вариантах осуществления, модификатором смачиваемости является, по меньшей мере, один из фторированного поверхностно-активного вещества или углеводородного поверхностно-активного вещества. В некоторых вариантах осуществления, композиция дополнительно включает растворитель. В некоторых вариантах осуществления, трещина имеет, по меньшей мере, одну первую проводимость перед соприкосновением трещины с композицией и, по меньшей мере, одну вторую проводимость после соприкосновения трещины с композицией, и где вторая проводимость, по меньшей мере, на 5 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 100 или даже, по меньшей мере, на 150 или более) процентов больше первой проводимости.

В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки формации, несущей углеводород, имеющей, по меньшей мере, одну трещину, где трещина содержит в себе рассол и множество расклинивающих агентов и где трещина имеет объем, способ включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение трещину с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющих или частично вытесняющих рассол в трещине;

впоследствии приводят в соприкосновение трещину с композицией, включающей количество модификатора смачиваемости, где количество модификатора смачиваемости основывается, по меньшей мере, частично на объеме множества расклинивающих агентов;

позволяют модификатору смачиваемости взаимодействовать с, по меньшей мере, частью множества расклинивающих агентов.

В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из толуола, дизельного топлива, гептана, октана или конденсата. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, один из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда дополнительно включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющие независимо от 1 до 4 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из метана, диоксида углерода или азота. В некоторых вариантах осуществления, трещина имеет, по меньшей мере, одну первую проводимость перед соприкосновением трещины с композицией и, по меньшей мере, одну вторую проводимость после соприкосновения трещины с композицией, где вторая проводимость, по меньшей мере, на 5 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 100 или даже, по меньшей мере, на 150 или более) процентов выше первой проводимости. В некоторых вариантах осуществления, трещина, главным образом, не содержит конденсата.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

Для более полного понимания признаков и преимуществ данного изобретения создали ссылку для детального описания изобретения вместе с сопровождающими фигурами, на которых:

Фиг.1 представляет собой схематическое изображение примера осуществления морской нефтегазовой платформы, на которой используется устройство для обработки призабойной зоны скважины по данному изобретению.

Фиг.2 представляет собой призабойную зону скважины с трещиной более подробно для вариантов осуществления, связанных с трещиноватой формацией.

Фиг.3 представляет собой схематическую иллюстрацию установки заводнения керна для исследования образцов керна и других материалов, применяя композиции и способы по данному изобретению.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Несмотря на то что создание и применение различных вариантов осуществления по данному изобретению обсуждено подробно ниже, нужно принимать во внимание, что данное изобретение предоставляет много применимых идей изобретения, которые могут быть применены в большом разнообразии отдельно взятых контекстов. Конкретные варианты осуществления, обсуждаемые тут, являются всего лишь иллюстративными конкретными путями создания и применения изобретения и не ограничивают объем изобретения.

Для облегчения понимания данного изобретения ниже определен ряд выражений. Выражения, которые определены в описании, принимают значения, общеизвестные для специалиста в областях, имеющих отношение к данному изобретению. Формы единственного числа не предназначены ссылаться только на отдельную единицу, но включают общий класс, в котором конкретный пример можно применять для иллюстрации. Здесь терминологию применяют для описания специфических вариантов осуществления изобретения, но ее применение не ограничивает данное изобретение за исключением изложенного в формуле изобретения. Следующие определения выражений применяют по всему описанию и формуле изобретения.

Выражение "рассол" означает воду с, по меньшей мере, одной растворенной солью электролита (например, имеющую любую ненулевую концентрацию, которая может быть, в некоторых вариантах осуществления, меньше чем 1000 частей на миллион по весу (ppm), или более 1000 ppm, более 10000 ppm, более 20000 ppm, 30000 ppm, 40000 ppm, 50000 ppm, 100000 ppm, 150000 ppm, или даже более чем 200000 ppm).

Выражение "композиция рассола" относится к типам растворенных электролитов и их концентрациям в рассоле.

Выражение "информация о сочетаемости" относится к информации, касающейся стабильности фазы раствора или дисперсии.

Выражение "условия нисходящей скважины" означают температуру, давление, влажность и другие условия, которые обычно обнаруживаются в подземных формациях.

Выражение "гомогенный" означает макроскопическую однородность по всей толще, а не предрасположенность к самопроизвольному макроскопическому разделению фаз.

Выражение "формация, несущая углеводород" включает и формации, несущие углеводороды в месторождении (т.е. подземные формации, несущие углеводород), и части таких формаций, несущих углеводород (например, образцы керна).

Выражение "трещина" означает трещину, сделанную человеком. Например, при эксплуатации трещины типично делаются введением продавочной текучей среды в подземную геологическую формацию при скорости и давлении, достаточными для открытия там трещины (т.е. превышения прочности горных пород).

Выражение "гидролизуемая силановая группа" означает группу, имеющую, по меньшей мере, одну часть Si-O-Z, которая подвергается гидролизу с водой при pH от приблизительно 2 до приблизительно 12, где Z представляет собой H или замещенный или незамещенный алкил или арил.

Выражение "неионный" относится к поверхностно-активному веществу, свободному от ионных групп (например, соли) или групп (например, -CO₂H, -SO₃H, -OSO₃H, -P(=O)(OH)₂), которые полностью ионизированы в воде.

Выражение "нормальная точка кипения" означает точку кипения при давлении в одну атмосферу (100 кПа).

Выражение "полимер" означает молекулу с молекулярным весом, по меньшей мере, 1000 грамм/моль, структура которой включает многократное повторение единиц, происходящих, фактически или концептуально, от молекул с относительно низкой молекулярной массой.

Выражение "полимерный" означает включающий полимер.

Выражение "растворитель" означает гомогенный жидкий материал (включающий любую воду, с которой его можно смешать), способный, по меньшей мере, частично растворять неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество (вещества), с которым его смешали при 25°C.

Выражение "смешивающийся с водой" означает растворимый в воде во всех пропорциях.

Выражение "производительность", по отношению к скважине, означает способность скважины вырабатывать углеводороды; а именно, отношение скорости потока углеводородов к падению давления, где падением давления является разница между средним пластовым давлением и динамическим забойным давлением скважины (т.е. поток на единицу движущей силы).

Как применяют в данном описании, выражение "в основном без осажденной соли" относится к количеству солей, обнаруженных в воде при условиях нисходящей скважины, которые оседают и не препятствуют взаимодействию (например, адсорбция) поверхностно-активного вещества с формацией, трещиной или расклинивающими агентами, и в отдельных случаях количество солей может быть нулевым. В одном примере, в основном без осажденной соли подразумевается количество соли, которое не более чем на 5% выше количества продукта растворимости при данной температуре и давлении. В другом примере, формация становится в основном без осажденной соли, когда количество соли в формации снизили, растворили или вытеснили, так что соли не препятствуют взаимодействию со связыванием поверхностно-активного вещества с формацией.

Как применяют тут, выражение "информация характеристик" относится к, по меньшей мере, одному из газовой проницаемости, относительной газовой проницаемости, скорости выработки газа, скорости выработки конденсата, скорости выработки нефти или индекса производительности (например, отношение скорости выработки к разнице между средним пластовым давлением и забойным давлением скважины).

Выражение "точка помутнения" поверхностно-активного вещества относится к температуре, при которой неионное поверхностно-активное вещество становится негомогенным в воде. Эта температура может зависеть от многих переменных (например, концентрации поверхностно-активного вещества, концентрации растворителя, композиции растворителя, концентрации воды, концентрации и композиции электролита, концентрации и композиции масляной фазы и присутствия других поверхностно-активных веществ).

Как применяют в данном описании, выражение "в основном, не содержит поверхностно-активного вещества" относится к текучей среде, которая может содержать поверхностно-активное вещество в количестве, недостаточном для того, что текучая среда имела точку помутнения, например, когда она ниже своей критической концентрации мицелл. Текучая среда, которая, в основном, не содержит поверхностно-активное вещество, может быть текучей средой, которая содержит поверхностно-активное вещество, но в количестве, недостаточном для изменения смачиваемости, например, кластической формации, несущей углеводород, при условиях нисходящей скважины. Текучая среда, которая, в основном, не содержит поверхностно-активного вещества, содержит весовые проценты поверхностно-активного вещества настолько низкие, как 0 весовых процентов.

Как применяют тут, "модификатор смачиваемости" относится к соединению, которое действует на поверхностную энергию материала. Неограничивающие примеры модификаторов смачиваемости могут включать углеводороды (например, парафин или воск), силикон (фторированный или нефторированный), полисилоксаны (фторированные или нефторированные), уретаны (фторированные или нефторированные), полиамины, фторполимеры, поверхностно-активные вещества (фторированные или нефторированные). В некоторых вариантах осуществления, модификаторы смачиваемости включают поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления, модификаторы смачиваемости включают неионные фторированные поверхностно-активные вещества.

Заявители обнаружили, что удаление реликтовой воды из формации, которая иным образом не блокирована жидкостью или повреждена жидкостью (например, накопление конденсата, подвижная вода и остаточная вода), будет улучшать газовую проницаемость.

Много природных газовых скважин, особенно имеющие так называемые «плотные» или с очень низкой проницаемостью формации, можно обработать по данному изобретению, улучшая их коэффициент продуктивности (PI). Обнаружили, что модификаторы смачиваемости можно применять для обработки формаций с низкой проницаемостью (например, блокированных жидкостью, поврежденных жидкостью или формаций с водным барьером для улучшения коэффициента продуктивности), и также для проблем, вызванных реликтовой водой в неповрежденных формациях. Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что механизмы включают увеличение газовой проницаемости (например, относительной газопроницаемости) и снижение инерциальных эффектов, которые снижают поток газа при высоких скоростях, когда воду и/или конденсат удалили из пористой среды. Дополнительно не желая связываться теорией, полагали, что для некоторых вариантов осуществления, в которых формация трещиновата, химическую обработку можно применять как в кластических, так и в карбонатных формациях, так как это является гидравлической трещиной, которую обработали ранее, чем формацию. Часто, может быть необходим относительно небольшой объем обработки, так как поровый объем в расклиненной трещине может быть небольшим. Может произойти некоторая утечка к формации, и это может обеспечить дополнительную выгоду обработки горной породы непосредственно вокруг трещины в некоторых случаях, но первичным возбуждением заданного объекта является трещина сама по себе. Обработка может быть применима в трещинах в природных газовых скважинах и в скважинах газовых конденсатов. В некоторых вариантах осуществления, например, когда соленость является высокой, предварительная промывка может быть желательной.

В некоторых вариантах осуществления, формации, несущие углеводороды, которые можно обработать способами по данному изобретению, имеют, по меньшей мере, одну трещину (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или даже 10 или более трещин). Объем трещины можно измерять применяя способы, известные в технике (например, тестированием быстрого изменения давления трещиноватой скважины). Типично, когда трещина создана в подземной формации, несущей углеводород, объем трещины можно оценить, применяя, по меньшей мере, одно известное значение продавочной текучей среды или известное количество расклинивающего агента, применяемых на протяжении операции образования трещины.

В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину. В некоторых из этих вариантов осуществления, трещина содержит в себе множество расклинивающих агентов. Расклинивающие материалы трещины типично вводят в формацию как часть гидравлической обработки трещины. Типичные расклинивающие агенты, известные в технике, включают те, что сделаны из песка (например, пески Ottawa, Brady или Colorado Sands, часто рассматриваются как белые или коричневые пески, имеющие различные соотношения), покрытого смолой песка, спеченного боксита, керамики (т.е. стекла, кристаллической керамики, стеклокерамики и их комбинаций), термопластмасс, органических материалов (например, перемолотые или раздробленные скорлупы орехов, скорлупы семян, косточки плодов и обработанная древесина) и глины. Песчаные расклинивающие агенты доступны, например, от Badger Mining Corp., Berlin, WI; Borden Chemical, Columbus, ОН; и Fairmont Minerals, Chardon, ОН. Термопластические расклинивающие агенты доступны, например, от Dow Chemical Company, Midland, MI; и BJ Services, Houston, TX. Расклинивающие агенты на основе глины доступны, например, от CarboCeramics, Irving, TX; и Saint-Gobain, Courbevoie, France. Расклинивающие агенты из керамического спеченного боксита доступны, например, от Borovichi Refractories, Borovichi, Russia; 3M Company, St. Paul, MN; CarboCeramics; и Saint Gobain. Расклинивающие агенты из стеклянных пузырьков и шариков доступны, например, от Diversified Industries, Sidney, British Columbia, Canada; и 3М Company. В некоторых вариантах осуществления, расклинивающие агенты образуют блоки внутри формации и/или ствола скважины. Расклинивающие агенты можно выбрать, чтобы они были химически совместимы с текучими средами и композициями, описанными тут. Неограничивающие примеры измельченных твердых частиц включают материалы расклинивающего агента трещины, вводимые в формацию как часть гидравлической обработки трещины и борьбы с песком, заносимым в ствол скважины/формации, как обработки для борьбы с песком, такой как гравийный фильтр или гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра.

Данное изобретение включает композиции и способы для удаления воды из призабойной зоны скважины формации, несущей углеводород, и с введенным стволом скважины, и более конкретно, для применения модификатора смачиваемости, который включает, например, неионный фторированный полимер для удаления барьера воды для улучшения производительности скважины.

Примеры поверхностно-активных веществ, которые можно применять как модификаторы смачиваемости в способах по данному изобретению, включают анионные поверхностно-активные вещества, катионные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества (например, цвиттерионные поверхностно-активные вещества) и их комбинации. Многие из каждого типа поверхностно-активного вещества широко доступны каждому специалисту данной области. Они включают поверхностно-активные вещества на основе фторсодержащего соединения, силикона и углеводорода. Специалист в данной области с учетом данного раскрытия признает, что выбор поверхностно-активных веществ будет зависеть от природы формации (кластическая против некластической), а также других поверхностно-активных веществ. Применимые поверхностно-активные вещества, которые можно применять для обработки кластических формаций, могут быть катионными, анионными, неионными, амфотерными (например, цвиттерионные поверхностно-активные вещества). Некластические формации можно обработать анионными, амфотерными (например, цвиттерионными) поверхностно-активными веществами.

Примеры применимых анионных поверхностно-активных веществ включают соли щелочных металлов и (алкил)аммониевые соли: алкилсульфаты и сульфонаты, такие как додецилсульфат натрия и додекансульфонат калия; сульфаты полиэтоксилированных производных алифатических спиртов с прямой или разветвленной цепью и карбоновых кислот; алкилбензолсульфонаты, алкилнафталинсульфонаты и сульфаты (например, лаурилбензолсульфонат натрия); этоксилированные и полиэтоксилированные алкил и аралкил спиртовые карбоксилаты; глицинаты (например, алкилсаркозинаты и алкилглицинаты); сульфосукцинаты, включая диалкилсульфосукцинаты; изетионатные производные; N-ацилтауриновые производные (например, N-метил-N-олеилтаурат натрия); и алкилфосфат моно- или ди-эстеры (например, этоксилированный додецилового спирта фосфат эстер, натриевая соль).

Примеры применимых катионных поверхностно-активных веществ включают: алкиламмониевые соли формулы C_rH_2r+1N(CH₃)₃X, где X представляет собой, например, OH, Cl, Br, HSO₄ или комбинацию OH и Cl, и где r - целое число от 8 до 22, и формулы C_SH_S+1N(C₂H₅)₃X, где - s целое число от 12 до 18; гемини поверхностно-активные вещества, например, имеющие формулу: [C₁₆H₃₃N(CH₃)₂C_tH_2t+1]X, где t - целое число от 2 до 12, и X является, например, ОН, Cl, Br, HSO₄ или комбинацией OH и Cl; аралкиламмониевые соли (например, бензалкониевые соли); и цетилэтилпиперидиниевые соли, например C₁₆H₃₃N(C₂H₅)(C₅H₁₀)X, где X является, например, OH, Cl, Br, HSO₄ или комбинацией OH и Cl.

Примеры применимых амфотерных поверхностно-активных веществ включают алкилдиметил амин оксиды, алкилкарбоксамидоалкилендиметил амин оксиды, аминопропионаты, сульфобетаины, алкилбетаины, алкиламидобетаины, дигидроксиэтилглицинаты, имидазолинацетаты, имидазолинпропионаты, аммония карбоксилат и аммония сульфонат амфотерные и имидазолин сульфонаты.

Примеры применимых углеводородных неионных поверхностно-активных веществ включают полиоксиэтилен алкил эфиры, полиоксиэтилен алкил-фенил эфиры, полиоксиэтилен ацил эстеры, сорбитановые жирнокислотные эстеры, полиоксиэтилен алкиламины, полиоксиэтилен алкиламиды, полиоксиэтилен лауриловые эфиры, полиоксиэтилен цетиловые эфиры, полиоксиэтилен стеариловые эфиры, полиоксиэтилен олеиловый эфир, полиоксиэтилен октилфенил эфиры, полиоксиэтилен нонилфенил эфиры, полиэтиленгликоль лаураты, полиэтиленгликоль стеараты, полиэтиленгликоль дистеараты, полиэтиленгликоль олеаты, оксиэтилен-оксипропилен блок-сополимер, сорбитан лаурат, сорбитан стеарат, сорбитан дистеарат, сорбитан олеат, сорбитан сесквиолеат, сорбитан триолеат, полиоксиэтилен сорбитан лаураты, полиоксиэтилен сорбитан стеараты, полиоксиэтилен сорбитан олеаты, полиоксиэтилен лауриламины, полиоксиэтилен лауриламиды, лауриламин ацетат, этоксилированный тетраметилдециндиол, фторалифатический полимерный эстер и полиэфир-полисилоксан сополимеры.

Применимые неионные поверхностно-активные вещества также включают неионные фторированные поверхностно-активные вещества. Примеры включают неионные фторированные поверхностно-активные вещества, такие как доступные под торговой маркой "ZONYL" (например, ZONYL FSO) Е. I. du Font de Nemours и Co., Wilmington, DE.

Неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества можно также использовать.

В некоторых вариантах осуществления, неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:

(a) по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:

(b) по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:

где:

R_f представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода. Иллюстративные группы R_f включают перфторметил, перфторэтил, перфторпропил, перфторбутил (например, перфтор-n-бутил или перфтор-sec-бутил), перфторпентил, перфторгексил, перфторгептил и перфтороктил.

Каждый из R, R₁ и R₂ независимо представляют собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода (например, метил, этил, n-пропил, изопропил, бутил, изобутил или t-бутил).

n представляет собой целое число от 2 до 10.

EO представляет собой -CH₂CH₂O-.

PO представляет собой -CH(CH₃)CH₂O- или -CH₂CH(CH₃)O-.

Каждый p независимо является целым числом от 1 до приблизительно 128.

Каждый q независимо является целым числом от 0 до приблизительно 55. Применимые неионные фторсодержащие полимерные поверхностно-активные вещества типично имеют среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 30000, 40000, 50000, 60000, 75000, 100000 или более грамм/моль, хотя также может использоваться более высокий и более низкий молекулярный вес.

Модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, можно получить методиками, известными в данной области, включая, например, свободнорадикальную инициированную сополимеризацию, содержащую нонафторбутансульфонамидогруппу акрилата с поли(алкиленокси) акрилатом (например, моноакрилатом или диакрилатом) или их смесями. Регулируя концентрацию и активность инициатора, концентрацию мономеров, температуру и агенты передачи цепи, можно контролировать молекулярный вес сополимера полиакрилата. Описание получения таких полиакрилатов раскрыто, например, в патенте США №3787351 (Olson). Получение мономеров нонафторбутансульфонамидоакрилата описано, например, в патенте США №2803615 (Ahlbrecht et al.), который включен в данное описание ссылкой. Примеры фторалифатических полимерных эстеров и их получение описаны, например, в патенте США №6664354 (Savu et al.).

Способы, описанные выше для создания структур, содержащих нонафторбутилсульфонамидогруппу, можно применять для создания гептафторпропилсульфонамидогрупп начиная с гептафторпропилсульфонилфторида, который можно получить, например, способами, описанными в примерах 2 и 3 патента США №2732398 (Brice et al.), включенного в данное описание ссылкой.

В некоторых вариантах осуществления, где формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающие агенты, модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, которые можно применять в осуществлении данного изобретения, взаимодействуют, по меньшей мере, с частью множества расклинивающих агентов (т.е. изменение смачиваемости расклинивающих агентов). Модификаторы смачиваемости могут взаимодействовать с множеством расклинивающих агентов, например, адсорбируясь к поверхностям расклинивающих агентов (либо в кластических, либо в некластических формациях). Способы определения взаимодействия модификаторов смачиваемости с расклинивающими агентами включают измерения проводимости трещины.

В некоторых вариантах осуществления модификаторы смачиваемости, применимые в осуществлении данного изобретения, изменяют свойства смачиваемости горной породы в призабойной зоне скважины в формации, несущей углеводород (в некоторых вариантах осуществления в трещине). Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, в основном адсорбируются к формациям при условиях нисходящей скважины.

Вновь, не вдаваясь в теорию, для вариантов осуществления, где формация, несущая углеводород, трещиновата, полагают, что модификаторы смачиваемости, такие как неионные фториров