EA024740B1

EA024740B1 - Связанные полимеры, применяемые для повышения стабильности микроэмульсионных жидкостей

Info

Publication number: EA024740B1
Application number: EA201390249A
Authority: EA
Inventors: Райан Ван Зантен
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2010-09-23
Filing date: 2011-09-23
Publication date: 2016-10-31
Also published as: AU2011306712A1; CA2809403C; MX343016B; EP2619280A1; MX2013003105A; EA201390249A1; US8453741B2; US20120073817A1; AU2011306712B2; BR112013005814A2; WO2012038704A1; EP2619280B1; CA2809403A1

Abstract

Способ по настоящему изобретению включает получение обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент; и внесение указанной обрабатывающей жидкости в подземный пласт, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию, которая содержит амфифильный полимер внутри подземного слоя.

Description

Настоящее изобретение относится к способам и композициям, которые могут быть полезными при обработке подземных пластов, и, более конкретно, к полимерным присадкам, применяемым с микроэмульсионными поверхностно-активными веществами, к жидкостям, содержащим такие присадки и микроэмульсионные поверхностно-активные вещества, и к соответствующим способам применения.

Обрабатывающие жидкости с повышенной вязкостью можно применять для разнообразных операций подземной обработки. Термины обработка или обрабатывание, используемые в настоящем документе, относятся к любой подземной операции, при которой в связи с желаемой функцией и/или для желаемой цели применяют жидкость. Термины обработка или обрабатывание не подразумевают никакого конкретного действия, производимого жидкостью. Примеры обычных операций подземной обработки включают в себя, но не ограничиваются ими, операции бурения, подготовительные процедуры перед гидравлическим разрывом пласта, операции собственно гидравлического разрыва пласта, операции перфорирования скважин, промывку скважины перед обработкой пласта и после нее, обработку, применяемую для борьбы с поступлением песка в скважину (например, заполнение скважинного фильтра гравием), разные виды кислотной обработки (например, матричную кислотную обработку или кислотную обработку под давлением выше давления гидроразрыва), операции отклоняющей обработки, операции при цементировании и очистке скважины.

Например, при определенных способах обработки при гидравлическом разрыве пласта в скважину вводят обрабатывающую жидкость, которая проникает в подземный пласт при гидравлическом давлении, достаточном для создания проходимых каналов или трещин в подземном пласте или для расширения одной или более из таких трещин. Эти трещины обычно увеличивают проницаемость данной части пласта. Указанная жидкость может содержать гранулообразные материалы, часто называемые гранулированными проппантами, которые откладываются в образуемых трещинах. Полагают, что гранулированные проппанты помогают предотвращать полное закрытие трещин после снятия гидравлического давления, образуя соединительные каналы, по которым флюиды могут протекать в скважину, проходящую через пласт.

Обрабатывающие жидкости применяют также при обработке, предназначенной для борьбы с поступлением песка в скважину, такой как заполнение скважинного фильтра гравием. При заполнении гравием обрабатывающая жидкость диспергирует корпускулярный материал (обычно называемый частицами гравия) и, по меньшей мере, некоторая часть этого гранулоподобного материала отлагается в желаемом участке скважины (например, рядом с неуплотненными или слабо уплотненными зонами пласта), образуя гравийный фильтр, который представляет собой совокупность частиц, упакованных достаточно близко одна к другой, чтобы предотвращать прохождение определенных материалов через такой гравийный фильтр. Этот гравийный фильтр может, кроме того, повышать эффективность борьбы с поступлением песка в скважину в подземном пласте и/или предупреждать проникновение в скважину сыпучего материала из неуплотненной части подземного пласта (например, из расклиненной трещины). Один обычный тип операции заполнения гравием включает в себя размещение в скважине экрана, предотвращающего поступление песка, и заполнение кольцевого пространства между этим экраном и стволом скважины гравием специального размера, предназначенным для предотвращения прохождения песка из пласта. Кроме того, частицы гравия предотвращают образование песка из отложений на экране или его нанесения с добываемыми углеводородами, а экран, кроме того, предупреждает проникновение в скважину этих частиц. Частицы гравия можно также покрывать материалами определенных типов, включая смолы, средства, повышающие клейкость и т.п. После завершения заполнения гравием вязкость обрабатывающей жидкости можно уменьшать, создавая возможность для ее извлечения.

В некоторых ситуациях обработку с гидравлическим разрывом пласта и заполнение гравием объединяют в одну операцию (обычно называемую операцией РгасРас™). В таких операциях РгасРас обработку, как правило, завершают созданием экрана из упакованного гравия вместо закачивания жидкости гидравлического разрыва через кольцевое пространство между обсадными трубами и экраном. В этой ситуации обработку с гидравлическим разрывом заканчивают в условиях выпадения расклинивающего агента из жидкости разрыва, создавая кольцевой слой упакованного гравия между экраном и обсадными трубами. В других случаях обработку с гидравлическим разрывом проводят до установки экрана и заполнения гравием.

Поддержание достаточной вязкости рабочих жидкостей может оказаться важным по ряду причин. Вязкость желательна при операциях бурения, поскольку рабочие жидкости с более высокой вязкостью могут, среди прочего, более эффективно транспортировать твердые материалы, такие как выбуренная порода. Типичные буровые растворы представляют собой вязкие жидкости, которые образуют эмульсии и которые можно классифицировать по их основной жидкости. В настоящем документе считается, что операции бурения включают в себя, но не ограничиваются ими, операцию собственно бурения, операцию вскрытия продуктивного пласта, операцию бурения, при котором гидростатическое давление в скважине меньше пластового, операцию бурения, при котором гидростатическое давление в скважине больше пластового, и любую другую операцию бурения, известную специалисту с обычной квалификацией в данной области техники. Буровые растворы на водной основе содержат в качестве непрерывной фазы водную жидкость. Твердые частицы могут быть суспендированы в воде или в растворе соли, а в

- 1 024740 некоторых случаях в воде могут быть эмульгированы углеводороды. Сходным образом, буровые растворы с раствором соли в качестве основы представляют собой буровые растворы на водной основе, в которых указанной водной жидкостью является раствор соли. Буровые растворы на нефтяной основе (ОВМ) отличаются тем, что непрерывной фазой в них является нефть. Твердые частицы могут быть суспендированы в нефти, а в некоторых случаях в этой нефти могут быть эмульгированы вода или раствор соли. Указанная нефтяная непрерывная фаза, как правило, включает в себя дизельное топливо, минеральное масло, сложные эфиры или альфа-олефины.

Аналогичным образом, поддержание вязкости желательно при обработке с гидравлическим разрывом пласта для транспортировки гранулярного материала, а также для создания достаточно широких трещин или для увеличения их ширины. Транспортировка гранулярного материала является важной и для обработки, применяемой для борьбы с поступлением песка, такой как заполнение гравием. Поддержание достаточной вязкости может быть важным и для контроля за утечкой в пласт и/или для ее уменьшения, для улучшения способности отклонять другие жидкости в пласте и/или для уменьшения потребности в перекачивании благодаря уменьшению трения в скважине. В то же время, хотя поддержание достаточной вязкости рабочей жидкости часто является желательным, может быть желательным и такое поддержание вязкости рабочей жидкости, при котором в некоторое конкретное время указанную вязкость можно уменьшать - в частности, для последующего извлечения указанной жидкости из пласта.

Для создания желаемой вязкости к рабочим жидкостям обычно добавляют полимерные гелеобразующие вещества. В настоящем документе определение термина гелеобразующее вещество относится к любому веществу, способному увеличивать вязкость жидкости (например, посредством образования геля). Примеры обычно применяемых полимерных гелеобразующих веществ включают в себя, но не ограничиваются ими, гуаровые смолы и их производные, производные целлюлозы, биополимеры и т.п. Однако применение полимерных гелеобразующих средств может создавать и некоторые осложнения. Например, после применения в подземном пласте эти полимерные гелеобразующие средства могут оставлять нежелательный остаточный гель, который может влиять на проницаемость. В результате могут потребоваться дорогостоящие операции по очистке поверхности трещины и упакованного проппанта. Для минимизации остаточных неблагоприятных последствий применяют пенистые рабочие жидкости, но результатом этого часто является повышение себестоимости и технологические сложности.

Для преодоления затруднений, связанных с полимерными гелеобразующими средствами, в качестве таковых применяли некоторые поверхностно-активные вещества. Хорошо известно, что молекулы (или ионы) поверхностно-активных веществ, когда их смешивают с водной жидкостью в концентрации выше критической концентрации мицеллообразования, могут ассоциироваться с образованием мицелл. Определение термина мицелла охватывает любую структуру, которая минимизирует контакт между лиофобной (отталкивающей растворитель) частью молекулы поверхностно-активного вещества и растворителем, например посредством агрегирования молекул указанного поверхностно-активного вещества в некоторые структуры, такие как сферы, цилиндры или листы, в которых их лиофобные части находятся во внутреннем пространстве агрегированной структуры, а их лиофильные (притягивающие растворитель) части расположены на ее внешней стороне. Эти мицеллы могут, наряду с другими целями, выполнять функции стабилизации эмульсий, расслоения эмульсий, стабилизации пены, изменения смачиваемости поверхности, солюбилизации определенных материалов и/или уменьшения поверхностного натяжения. Когда их применяют в качестве гелеобразующего средства, происходит ассоциирование молекул (или ионов) применяемых поверхностно-активных веществ с образованием мицелл определенной мицеллярной структуры (например, стержнеобразной, червеобразной, пузырьковой и т.п.; в настоящем документе для них принято название загущающие мицеллы), которые, в определенных условиях (например, концентрации, ионной силы жидкости и т.п.) могут, в частности, повышать вязкость конкретной жидкости и/или образовывать гель. Определенные загущающие мицеллы могут повышать вязкость жидкостей, демонстрирующих вязкоупругие свойства (например, разжижение после сдвига), благодаря (хотя бы частично) ассоциации молекул поверхностно-активного вещества, содержащегося в них.

Однако в некоторых аспектах применение поверхностно-активных веществ в качестве гелеобразующих средств может быть проблематичным. В определенных областях применения, для придания жидкости желательных реологических свойств могут потребоваться большие количества вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Определенные вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть менее растворимыми в определенных жидкостях, что может ухудшать способность таких поверхностно-активных веществ образовывать загущающие мицеллы. Кроме того, вязкоупругие поверхностноактивные жидкости могут быть нестабильными при высоких температурах и/или при высоких концентрациях солей - в частности, вследствие того, что высокие концентрации солей обычно экранируют электростатические взаимодействия между загущающими мицеллами.

Настоящее изобретение относится к способам и композициям, которые можно применять при обработке подземных пластов, и, более конкретно, к полимерным присадкам, применяемым с микроэмульсионными поверхностно-активными веществами, к жидкостям, содержащим такие присадки и микроэмульсионные поверхностно-активные вещества, и к соответствующим способам применения.

Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается способ обработки подземных пла- 2 024740 стов, включающий: получение обрабатывающей жидкости, содержащей: водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, вторичное поверхностно-активное вещество, содержащее по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из: спирта, гликоля, фенола, пирролидона, кетона, акриламида, или любой их комбинации, и амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент, причем указанный амфифильный полимер содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из: полибутадиен-полиэтиленоксида, полистирол-полиэтиленоксида, полистирол-полиакриловой кислоты, полиоксистирол-полиэтиленоксида, и полистирол-полиэтилацетата; и введение указанной обрабатывающей жидкости в подземный пласт, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию внутри указанного подземного слоя, причем указанная микроэмульсия содержит указанный амфифильный полимер.

В другом аспекте настоящего изобретения предлагается способ обработки подземных пластов, включающий: получение обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит: гидрофобный компонент, выбранный из группы, состоящей из алкильной группы, полибутадиеновой группы, полиизопреновой группы, полистирольной группы, полиоксистирольной группы, их любого производного и их любой комбинации; и гидрофильный компонент, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленоксидной группы; группы полиакриловой кислоты, полиэтилацетатной группы, диметилакриламидной группы, Ν-изопропилакриламидной группы, поливинилпирролидоновой группы, полиэтилениминовой группы, их любого производного и их любой комбинации; и введение указанной обрабатывающей жидкости, по меньшей мере, в некоторую часть подземного пласта, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию, которая содержит указанный амфифильный полимер внутри подземного пласта.

В другом аспекте настоящего изобретения представлена обрабатывающая жидкость, содержащая водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер, который содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент.

В еще одном аспекте настоящего изобретения предложен способ обработки подземных пластов, где указанная водная жидкость содержит по меньшей мере один компонент, выбранный из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, гликоля, рассола, утяжеленного рассола и их любой комбинации.

В другом аспекте настоящего изобретения предложен способ обработки подземных пластов, где микроэмульсионное поверхностно-активное вещество содержит поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества и их любой комбинации.

В одном из аспектов настоящего изобретения предложен способ обработки подземных пластов, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из метилового сложного эфира аргинина, алканоламина, алкилендиамида, алкилсульфонатного сложного эфира, алкилсульфонатного простого эфира, алкилсульфатного простого эфира, алкилсульфата щелочного металла, алкил- или алкиларилсульфоната, сульфосукцината, алкил- или алкиларилдисульфоната, алкилдисульфата, сульфата полипропоксилированного и/или полиэтоксилированного спирта, таурата, аминоксида, этоксилированного амида, алкоксилированной жирной кислоты, алкоксилированного спирта, этоксилированного жирного амина, этоксилированного алкиламина, бетаина, модифицированного бетаина, алкиламидобетаина, соединения четвертичного аммония, их любого производного и их любой комбинации.

В еще одном аспекте настоящего изобретения предложен способ обработки подземных пластов, где обрабатывающая жидкость содержит неионное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, при этом необязательно указанное неионное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкилполигликозида, сложного эфира сорбитана, сложного эфира метилглюкозида, аминэтоксилата, диаминэтоксилата, сложного эфира полиглицерина, алкилэтоксилата, спирта, который был полипропоксилирован и/или полиэтоксилирован, или подвергнут обеим этим реакциям, их любой комбинации.

В другом аспекте настоящего изобретения предложен способ обработки подземных пластов, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от 0,1 до 20% от массы обрабатывающей жидкости.

В еще одном аспекте настоящего изобретения представлен способ обработки подземных пластов, где указанный амфифильный полимер присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от 0,01 до 5 мол.% в расчете на количество указанного микроэмульсионного поверхностноактивного вещества.

В другом аспекте настоящего изобретения представлен способ обработки подземных пластов, где обрабатывающая жидкость дополнительно содержит по меньшей мере одну соль.

В одном из аспектов настоящего изобретения представлен способ обработки подземных пластов, где введение обрабатывающей жидкости в подземный слой включает введение обрабатывающей жидкости в подземный слой при давлении, достаточном или большем, чем требуется для создания или увели- 3 024740 чения одной или более трещин, по меньшей мере, в некоторой части указанного подземного слоя.

В другом аспекте настоящего изобретения предложен способ обработки подземных пластов, где введение обрабатывающей жидкости в подземный слой включает в себя подземную операцию, выбранную из группы, состоящей из операции бурения, операции бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, операции бурения при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины, операции, проводимой при кислотой обработке, операции заполнения скважинного фильтра гравием, операции гидравлического разрыва пласта, операции гидравлического разрыва ствола, совмещенного с гравийной набивкой фильтра, операции заканчивания и цементирования скважины.

В еще одном аспекте настоящего изобретения представлен способ обработки подземных пластов, где указанную обрабатывающую жидкость применяют в качестве буфера или заполнителя.

Особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидны квалифицированным специалистам в данной области техники. Хотя квалифицированные специалисты в данной области могут сделать многочисленные изменения, такие изменения будут охвачены объемом настоящего изобретения.

Хотя в настоящем документе раскрыты некоторые преимущества настоящего изобретения, в нем не будут обсуждаться все его преимущества. Было обнаружено, что применение обрабатывающей жидкости, способной ίη 8Йи образовывать микроэмульсии с подходящими полимерами, может приводить к более стабильной микроэмульсионной жидкости, способной нести большее количество маслообразной жидкости внутри мицелл даже при пониженных концентрациях поверхностно-активного вещества. Без намерения принимать теоретические ограничения, можно указать, что применение обрабатывающей жидкости, содержащей стабилизированные микроэмульсии, может улучшить смачивание водой поверхностей в подземном пласте, солюбилизацию нефти и очистку скважины при применении указанной обрабатывающей жидкости. Эти обрабатывающие жидкости могут также предоставить возможность для увеличения плотности обрабатывающей жидкости при ее применении, поскольку применение амфифильного полимера совместно с микроэмульсионным поверхностно-активным веществом может также позволить применять уменьшенное количество поверхностно-активного вещества, давая возможность для включения большего количества утяжелителя. Обрабатывающие жидкости, содержащие микроэмульсионные поверхностно-активные вещества и амфифильные полимеры, могут также быть более экономичными благодаря уменьшению количества поверхностно-активного вещества, требующегося в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения. Кроме того, применение обрабатывающих жидкостей согласно настоящему изобретению может предоставить возможность для большей остаточной продуктивности, чем другие технические приемы обработки, когда их применяют при операции бурения. Результатом применения обрабатывающей жидкости согласно настоящему изобретению в операции бурения может быть большая остаточная продуктивность, чем продуктивность, получаемая при применении традиционного бурового раствора совместно с одной или более операций обработки, проводимой после бурения. Термин остаточная продуктивность, используемый в настоящем документе, относится к частному от деления величины относительной проницаемости пласта после воздействия бурового раствора на величину проницаемости пласта до воздействия бурового раствора. Остаточная продуктивность может превышать 100%, что может указывать на то, что проницаемость пласта после контакта с обрабатывающими жидкостями, описанными в настоящем документе, является большей, чем проницаемость пласта до контакта с указанной обрабатывающей жидкостью. Способность увеличивать проницаемость пласта или стимулировать пласт, применяя указанную обрабатывающую жидкость, может представлять собой одно из преимуществ настоящего изобретения.

Как правило, микроэмульсии представляют собой термодинамически стабильные, макроскопически однородные смеси трех или более компонентов: полярной фазы, неполярной фазы и одного или более поверхностно-активных веществ (например, со вторичным поверхностно-активным веществом, таким как спирт, гликоль или фенол или их этокси-производные). Вторичные поверхностно-активные вещества могут быть включены, когда применяют ионные поверхностно-активные вещества. Микроэмульсии могут образовываться спонтанно, и, как правило, они термодинамически стабильны. Составы микроэмульсионных фаз обычно можно описывать соответственно типам, предложенным Винзором, включая типы Αίηδοτ I, Αίηδοτ II и Αίηδοτ III. Эти типы обычно описывают следующим образом: Αίηδοτ I содержит микроэмульсию в равновесии с избытком фазы масла, Αίηδοτ II содержит микроэмульсию в равновесии с избытком воды, а Αίηκοτ III содержит микроэмульсионную среднюю фазу в равновесии с избытком воды и избытком масла (например, в виде части трехфазной системы). Кроме того, системой Αίηδοτ IV часто называют однофазную микроэмульсию, которая не имеет ни избытка масла, ни избытка воды. При изменении состава смеси термодинамически стабильная однофазная микроэмульсия типа Αίηκοτ IV могла бы преобразовываться в миниэмульсию или наноэмульсию, которая представляет собой двухфазную систему с каплями субмикронного размера и которая могла бы быть стабильной в течение относительно долгого периода времени (но не будучи постоянно стабильной, как микроэмульсия).

- 4 024740

Образование микроэмульсии является термодинамически выгодным, и поэтому оно может происходить с циркуляцией обрабатывающей жидкости или без такой циркуляции. Выгодным образом, микроэмульсия может образовываться ίη 8Йи после контакта микроэмульсионного поверхностно-активного вещества с маслообразной жидкостью, или же она может образовываться на поверхности между микроэмульсионным поверхностно-активным веществом и одной или более неполярных жидкостей. Таким образом, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество можно применять для доставки неполярной жидкости (например, смазки) в скважину при операции обработки с одновременным образованием микроэмульсии ίη 8Йи с маслообразной жидкостью, находящейся в скважине. Кроме того, обрабатывающую жидкость, содержащую микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, можно применять для изменения смачиваемости поверхности породы в пласте, для удаления нефтяных и/или водяных барьеров и для изменения смачиваемости фильтрационного осадка или других дополнительных средств, снижающих водоотдачу, помещаемых в подземный пласт при операции обработки. Способность изменять смачиваемость фильтрационного осадка может улучшить эффективность исправления повреждений (разрушение фильтрационного осадка), когда в скважину во время или после процесса обработки закачивают минеральные кислоты, органические кислоты, окислители, водорастворимые ферменты (например, катализаторы), хелаторы и вещества, генерирующие кислоты ίη 8Йи. Другим преимуществом обрабатывающих жидкостей, описанных в настоящем документе, является то, что состав указанных обрабатывающих жидкостей не требует использования каких бы то ни было углеводородных компонентов или растворителей. В результате этого, указанные обрабатывающие жидкости могут обладать более высокой загрузочной емкостью для включения маслообразной или неполярной жидкости.

Применение обрабатывающей жидкости, содержащей амфифильный полимер, может улучшить стабильность микроэмульсионной жидкости. Без намерения принимать теоретические ограничения, можно утверждать, что добавление амфифильного полимера может стабилизировать разнообразные микроэмульсионные фазы. Такой эффект может быть достигнут благодаря регулированию кривизны пленки поверхностно-активного вещества гидрофильными и гидрофобными блоками, создаваемыми амфифильными полимерами. Указанные амфифильные полимеры могут интегрироваться в пленку поверхностно-активного вещества, образуя связанный полимер, результатом чего является стабилизация различных структур поверхностно-активного вещества в диапазоне от мицелл до плоских двойных слоев. Такая стабилизация может создать эффект резкого увеличения эффективности, позволяя структурам поверхностно-активного вещества абсорбировать большее количество неполярной и/или маслообразной жидкости, оставаясь в одной фазе. В варианте осуществления настоящего изобретения стабилизированные микроэмульсионные обрабатывающие жидкости согласно настоящему изобретению могут абсорбировать на 50% больше (или, в альтернативном варианте, на 60% больше) неполярной и/или маслообразной жидкости, чем другие эмульсионные или микроэмульсионные жидкости, не содержащие амфифильного полимера (одного или более).

В одном аспекте способ согласно настоящему изобретению включает получение обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер. Микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, применимое с настоящим изобретением, может образовывать микроэмульсию с маслообразной жидкостью внутри ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения указанная обрабатывающая жидкость может содержать микроэмульсионное поверхностно-активное вещество или смесь поверхностноактивных веществ и, часто, смесь первичного поверхностно-активного вещества со вторичным поверхностно-активным веществом, в которой вторичное поверхностно-активное вещество может представлять собой короткое амфифильное вещество, такое как спирт (например, пропанол, бутанол, пентанол в их различных изомеризационных структурах, а также гликоли и этоксилированные и пропоксилированные спирты или фенолы).

Водная жидкость, применяемая в обрабатывающих жидкостях согласно настоящему изобретению, может содержать любую подходящую водную жидкость, известную специалисту с обычной квалификацией в данной области техники. Подходящие водные жидкости могут включать в себя, не ограничиваясь ими, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более солей, растворенных в ней), рассол (например, насыщенную соленую воду), утяжеленный рассол (например, водный раствор бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка и т.п.) или их любую комбинацию. Обычно водная жидкость может происходить из любого источника, при условии, что она не содержит компонентов, которые могут неблагоприятно влиять на стабильность и/или эффективность обрабатывающих жидкостей согласно настоящему изобретению. Плотность указанной водной жидкости можно увеличивать, наряду с прочими целями, для обеспечения дополнительного транспорта частиц и суспензии в обрабатывающих жидкостях согласно настоящему изобретению, применяя, например, одну или более солей. Хотя водную жидкость можно применять для образования микроэмульсий, следует понимать, что, если потребуется, можно также применять и другие полярные жидкости, такие как спирты и гликоли (отдельно или совместно с водной жидкостью). Предпочтительно указанная водная жидкость присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от приблизительно 40 до приблизительно 99,9% от массы обрабатывающей жидкости.

- 5 024740

Обрабатывающие жидкости согласно настоящему изобретению содержат одно или более микроэмульсионных поверхностно-активных веществ. Микроэмульсионное поверхностно-активное вещество может включать в себя любое поверхностно-активное вещество, способное образовывать микроэмульсию в обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость и неполярную жидкость и/или маслообразную жидкость, отдельно или в комбинации со вторичным поверхностно-активным веществом. Микроэмульсионные поверхностно-активные вещества, подходящие для применения с обрабатывающими жидкостями согласно настоящему изобретению, включают в себя, но не ограничиваются ими, неионные, анионные, катионные и амфотерные поверхностно-активные вещества, их любые производные и их любую комбинацию. Подходящие неионные поверхностно-активные вещества включают в себя, но не ограничиваются ими, алкилполигликозиды, сложные эфиры сорбитана, метилглюкозидные сложные эфиры, аминэтоксилаты, диаминэтоксилаты, полиглицериновые сложные эфиры, алкилэтоксилаты, спирты, которые были либо полипропоксилированы, либо полиэтоксилированы, либо подвергнуты обеим этим реакциям, их любые производные или их любую комбинацию. Термин производное, используемый в настоящем документе, относится к любому соединению, которое производят из одного из идентифицированных соединений - например, посредством замены одного атома в указанном соединении другим атомом или другой группой атомов или посредством перегруппировки двух или более атомов в указанном соединении. Подходящие катионные поверхностно-активные вещества включают в себя, но не ограничиваются ими, аргининметиловые сложные эфиры, алканоламины, алкилендиамиды, алкилсульфонатные сложные эфиры, алкилсульфонатные простые эфиры, алкилсульфатные простые эфиры, алкилсульфаты щелочных металлов, алкил- или алкиларилсульфонаты, сульфосукцинаты, алкилили алкиларилдисульфонаты, алкилдисульфаты, сульфаты полипропоксилированных и/или полиэтоксилированных спиртов, таураты, аминоксиды, алкиламиноксиды, этоксилированные амиды, алкоксилированные жирные кислоты, алкоксилированные спирты, этоксилированные жирные амины, этоксилированные алкиламины, бетаины, модифицированные бетаины, алкиламидобетаины, соединения четвертичного аммония, алкил-пропокси-этоксисульфонат, алкил-пропокси-этоксисульфат, алкиларил-пропоксиэтоксисульфонат, их любое производное и их любую комбинацию. Конкретные поверхностно-активные вещества могут включать в себя, но не ограничиваются ими, монопальмитат полиоксиэтиленсорбитана, моностеарат полиоксиэтиленсорбитана, моноолеат полиоксиэтиленсорбитана, линейные алкоксилаты спиртов, сульфаты алкиловых простых эфиров, додецилбензолсульфоновую кислоту, линейные нонилфенолы, диоксан, этиленоксид, полиэтиленгликоль, этоксилированные касторовые масла, дипальмитоилфосфатидилхолин, 4-(1'-гептилнонил)бензолсульфонат натрия, полиоксиэтилен-нонилфениловый простой эфир, диоктилсульфосукцинат натрия, тетраэтиленгликоль-додециловый простой эфир, октилбензолсульфонат натрия, гексадецилсульфат натрия, лауретсульфат натрия, этиленоксид, дециламиноксид, додециламинобетаин, додециламиноксид, их любые производные или их любую комбинацию. Для создания однофазной микроэмульсии ίη δίίπ можно применять по меньшей мере два поверхностно-активных вещества в смеси. Подходящие микроэмульсионные поверхностно-активные вещества могут также включать в себя поверхностно-активные вещества, содержащие неионный удлинительный центральный фрагмент и ионную или неионную полярную группу. Указанный неионный удлинительный центральный фрагмент может представлять собой результат полипропоксилирования, полиэтоксилирования или смесь продуктов обеих этих реакций.

Основанием для выбора количества микроэмульсионного поверхностно-активного вещества, включенного в обрабатывающую жидкость, может послужить ряд факторов, включая, но не ограничиваясь ими, тип водной жидкости, температуру пласта, применяемое конкретное поверхностно-активное вещество или применяемую смесь поверхностно-активных веществ, тип и количество применяемого амфифильного полимера и тип включенных необязательных добавок. Предпочтительно микроэмульсионное поверхностно-активное вещество присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от приблизительно 0,01 до приблизительно 50% от массы обрабатывающей жидкости. Предпочтительно микроэмульсионное поверхностно-активное вещество присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от приблизительно 0,1 до приблизительно 20% от массы обрабатывающей жидкости.

Обрабатывающая жидкость может содержать вторичное поверхностно-активное вещество. Термин вторичное поверхностно-активное вещество, используемый в настоящем документе, относится к соединению, которое участвует в агрегировании молекул в мицеллы, но само не агрегирует. Подходящие вторичные поверхностно-активные вещества, применимые с обрабатывающими жидкостями согласно настоящему изобретению, включают в себя, но не ограничиваются ими, спирты, гликоли, фенолы, тиолы, карбоксилаты, сульфонаты, кетоны, акриламиды, пирролидоны, их любое производное и их любую комбинацию. Предпочтительно спирт, применимый в качестве вторичного поверхностно-активного вещества, может иметь от приблизительно 3 до приблизительно 10 углеродных атомов. Подходящие спирты могут включать в себя, но не ограничиваются ими, трет-бутанол, н-бутанол, н-пентанол, н-гексанол, 2-этилгексанол, пропанол и втор-бутанол. Подходящие гликоли могут включать в себя, но не ограничиваются ими, этиленгликоль, полиэтиленгликоль, пропиленгликоли и триэтиленгликоль. Предпочтительно вторичное поверхностно-активное вещество может быть включено в обрабатывающие жидкости со- 6 024740 гласно настоящему изобретению в количестве, составляющем от приблизительно 0,01 до приблизительно 20% от массы обрабатывающей жидкости.

Преимуществом обрабатывающих жидкостей согласно настоящему изобретению является то, что в качестве компонента обрабатывающей жидкости не требуется растворитель. В результате того, что обрабатывающие жидкости не имеют растворителя, они могут иметь более высокую емкость для включения маслообразной или неполярной жидкости. К типичным растворителям, которые не требуются в настоящем изобретении, относятся растворитель на терпеновой основе, сложный эфир алкиловой кислоты и короткоцепочечного спирта, сложный эфир ариловой кислоты и короткоцепочечного спирта, бензол, толуол, ксилол или любые другие растворители, применяемые для обработки скважин и известные специалисту с обычной квалификацией в данной области техники.

Амфифильными полимерами (одним или более), применяемыми в настоящем изобретении, могут являться разнообразные полимеры, известные в данной области техники, и содержащие гидрофобный компонент и гидрофильный компонент. Указанный амфифильный полимер (один или более) может содержать от 2 до 50 мономерных единиц. В более предпочтительном случае указанный амфифильный полимер (один или более) может содержать от 2 до 10 мономерных единиц. Гидрофобные компоненты, которые могут быть подходящими для применения, включают в себя, но не ограничиваются ими, алкильные группы, полибутадиен, полиизопрен, полистирол, полиоксистирол, их любые производные и их любые комбинации. Гидрофильные компоненты, которые могут быть подходящими для применения, включают в себя, но не ограничиваются ими, полиэтиленоксид (РЕО), полиакриловую кислоту (РАА), полизтилацетат, диметилакриламид (ΌΜΑ), Ν-изопропилакриламид (ΝΙΡΑΜ), поливинилпирролидон (ΡΥΡ), полиэтиленимин (ΡΕΙ), их любые производные и их любые комбинации. Амфифильные полимеры, которые могут быть подходящими для применения, включают в себя, но не ограничиваются ими, полибутадиен-РЕО, полистирол-РЕО, полистирол-полиакриловую кислоту, полиоксистирол-РЕО, полистирол-полиэтилацетат, их любые производные и их любые комбинации. Другие амфифильные полимеры, которые могут быть подходящими для применения в настоящем изобретении, включают себя те амфифильные полимеры, которые содержат единицы, основанные на одном или более соединений из группы, включающей в себя следующие: акриламиды, виниловые спирты, винилпирролидоны, винилпиридины, акрилаты, полиакриламиды, поливиниловые спирты, поливинилпирролидоны, поливинилпиридины, полиакрилаты, полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидроксибутиратвалерианат, полигидроксибутират-со-валерианат, поликапролактоны, амиды полимерных сложных эфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилентерефталат, полиэтиленоксиды, полиэтилены, полипропилены, алифатические-ароматические сополимерные сложные эфиры, полиакриловые кислоты, полисахариды (такие как декстран или целлюлоза), хитины, хитозаны, белки, алифатические полимерные сложные эфиры, полимолочные кислоты, поли(гликолиды), поли(е-капролактоны), полимерные простые эфиры гидроксипроизводных сложных эфиров, поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), поликарбонаты, полимерные сложные орто-эфиры, поли(аминокислоты), поли(этиленоксиды), поли(пропиленоксиды), поли(фосфазены), амиды полимерных сложных эфиров, полиамиды, полистиролы, их любое производное, любой сополимер, гомополимер или терполимер или их любую смесь. В качестве альтернативы указанный амфифильный полимер может представлять собой соединение, выбранное из группы, состоящей из гидроксиэтилакрилата, акриламида и гидроксиэтилметакрилата.

Указанный амфифильный полимер (один или более) может содержать один или более алкилэтоксилатов. Указанный алкилэтоксилат может содержать алкильную группу и этоксилатную группу. Гидрофильный компонент может быть более крупным и иметь, например, по меньшей мере 20 оксиэтиленовых единиц. Гидрофильный компонент может быть еще более крупным и иметь, например, по меньшей мере 40 оксиэтиленовых единиц. Коммерчески доступные источники таких амфифильных полимеров, которые могут быть подходящими для применения в настоящем изобретении, включают в себя, но не ограничиваются ими, определенные детергенты, доступные под торговым наименованием ВКЛ® - такие как ВКП®-30 (содержит додециловый простой эфир полиэтиленгликоля), ВКП®-35 (содержит додециловый простой эфир полиоксиэтиленгликоля), ВКП®-58 (содержит гексадециловый простой эфир полиэтиленгликоля), ВКП®-97 (содержит олеиловый простой эфир полиоксиэтилена-(10)), ВКЛ®-98 (содержит олеиловый простой эфир полиоксиэтилена-(20)) и ВКП®-700 (содержит стеариловый простой эфир полиоксиэтилена-(100)). Другие коммерчески доступные источники таких амфифильных полимеров, которые могут быть подходящими для применения в настоящем изобретении, включают в себя определенные детергенты, доступные под торговым наименованием ΙΟΕΡΑΣ®.

Амфифильный полимер должен присутствовать в жидкости согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для придания указанной жидкости желаемой вязкости (например, вязкости, достаточной для отклонения потока, уменьшения водоотдачи, суспендирования твердых частиц и т.п.). Предпочтительно указанный амфифильный полимер может присутствовать в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от приблизительно 0,01 до приблизительно 5 мол.% в расчете на количество микроэмульсионного поверхностно-активного вещества. В некоторых случаях присутствие избыточных количеств амфифильного полимера может уменьшить стабильность вязкоупругой поверхностно- 7 024740 активной жидкости (например, может уменьшить вязкость такой жидкости). Специалист с обычной квалификацией в данной области техники, пользуясь настоящим раскрытием, определит количество амфифильного полимера, которое может произвести эти эффекты в конкретной области применения согласно настоящему изобретению, и определит, когда их следует избегать или использовать. Например, настоящее изобретение может включать в себя добавление достаточных количеств амфифильного полимера для уменьшения вязкости указанной жидкости - в частности, для обеспечения возможности проникновения этой жидкости в подземный пласт.

Жидкости, применяемые в способах согласно настоящему изобретению, необязательно, могут содержать любое число дополнительных присадок, включая, но не ограничиваясь ими, соли, кислоты, регуляторы водоотдачи, газ, азот, диоксид углерода, модификаторы поверхности, усилители клейкости, пенообразователи, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, катализаторы, стабилизаторы глин, биоциды, понизители трения, пеногасители, закупоривающие средства, дисперсанты, флокулянты, поглотители Η₂δ, поглотители СО₂, поглотители кислорода, смазывающие средства, загустители, деэмульгаторы, утяжелители, модификаторы относительной проницаемости, смолы, гранулированные материалы (например, гранулированные проппанты), смачиватели, средства, повышающие кроющую способность, и т.п. Жидкости и присадки согласно настоящему изобретению могут не содержать значительного количества цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества. Квалифицированный специалист в данной области техники, пользуясь настоящим раскрытием, определит типы присадок, которые можно включать в жидкости согласно настоящему изобретению для конкретного применения. Любые дополнительные присадки могут быть включены в обрабатывающие жидкости в количестве, составляющем от приблизительно 0,001 до приблизительно 10% от массы составной обрабатывающей жидкости. Специалист с обычной квалификацией в данной области техники, пользуясь настоящим раскрытием, признает, что для того, чтобы гарантировать отсутствие неблагоприятного влияния на эффективность эмульсии уплотнителя пласта, любую данную присадку следует испытывать на совместимость.

Жидкость, составляемая ίη κίίπ, может содержать неполярную жидкость в качестве необязательного дополнительного компонента. Указанная неполярная жидкость может содержать разнообразные добавки, применяемые для обработки скважины в подземном пласте. Обрабатывающая жидкость согласно настоящему изобретению может образовывать микроэмульсию с одной или более неполярных жидкостей, создавая возможность для транспортирования указанной неполярной жидкости в подземный пласт в виде части обрабатывающей жидкости. При этом обрабатывающая жидкость может доставлять, по меньшей мере, некоторую часть указанной неполярной жидкости в желаемую зону подземного пласта при проведении операции обработки. Например, обрабатывающую жидкость можно приводить в контакт с неполярной жидкостью, содержащей смазывающее средство, образуя микроэмульсию. Когда обрабатывающую жидкость применяют для бурения скважины, указанное смазывающее средство может помогать смазывать буровое долото. Для образования микроэмульсии, доставляемой в подземный пласт при проведении операции обработки, можно применять любое число неполярных жидкостей. Если потребуется, неполярная жидкость может образовывать микроэмульсию с микроэмульсионным поверхностноактивным веществом и амфифильным полимером - в дополнение к обрабатывающей жидкости, способной образовывать микроэмульсию с маслообразной жидкостью внутри подземного пласта. Как отмечено выше, обрабатывающие жидкости согласно настоящему изобретению содержат амфифильный полимер и для них не требуется растворитель или другая неполярная жидкость. В результате этого обрабатывающие жидкости могут обладать большей емкостью для добавочных неполярных жидкостей и/или маслообразной жидкости. Подходящие присадки могут включать в себя смазывающие средства, которые, в свою очередь, могут включать в себя, не ограничиваясь ими, жидкости на основе сложных эфиров, парафины, изомеризованные олефины, минеральные масла и их любую комбинацию.

Для минимизации утечки обрабатывающей жидкости в подземный пласт эта обрабатывающая жидкость может содержать регулятор фильтрации. Подходящие регуляторы фильтрации могут включать в себя, не ограничиваясь ими, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетроксид магния, оксид марганца, карбонат железа, оксид магния, сульфат бария и их смеси. Дополнительные регуляторы фильтрации могут содержать калиброванные соли. Если потребуется, эти калиброванные соли можно растворять в недостаточно насыщенной воде. Подходящие соли могут включать в себя, не ограничиваясь ими, ЫаС1, КС1, №Вг. КВг, НСООК, НСООЫа, СаС1₂, СаВг₂, ΖηΒτ₂ и их комбинации. Регуляторы фильтрации обычно содержат частицы, которые могут иметь разные индивидуальные размеры. Вообще говоря, распределение по размерам частиц регулятора фильтрации должно быть достаточным для того, чтобы перекрывать и закупоривать каналы в забое скважины. Например, если необходимо закупорить устья пор (т.е. очень малые каналы) в некоторой части подземного пласта, было бы полезно использовать регулятор фильтрации с более мелкими частицами. Размеры частиц, подходящие для этого типа применения, были бы в диапазоне от приблизительно 0,1 до приблизительно 200 мкм.

Обрабатывающие жидкости, применяемые в настоящем изобретении, могут содержать разрушаемый регулятор фильтрации. Разрушаемые регуляторы фильтрации применяют, наряду с другими целями, для борьбы с утечкой в пласт. Подходящие разрушаемые регуляторы фильтрации обычно содержат разрушаемые полимеры, включая, но не ограничиваясь ими, полисахариды, хитины, хитозаны, белки, али- 8 024740 фатические полимерные сложные эфиры, поли(лактиды), поли(гликолиды), поли(е-капролактоны), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), алифатические поликарбонаты, полимерные сложные ортоэфиры, поли(аминокислоты), поли(этиленоксиды), полифосфазены и их смеси. В качестве альтернативы этому или вместе с этим, обрабатывающая жидкость может содержать разрушаемые гидратируемые зернистые гели, которые могут разрушаться специальными разрушающими средствами или при изменении рН; подходящие разрушаемые гидратируемые зернистые гели описаны в патенте США № 5680900, который включен в настоящий документ посредством ссылки во всей его полноте.

Обрабатывающие жидкости согласно настоящему изобретению, необязательно, могут содержать одну или более солей в дополнение к любым солям, применяемым в качестве регуляторов фильтрации, или вместо таких солей. Указанные соли могут быть органическими или неорганическими. Примеры подходящих органических солей включают в себя, но не ограничиваются ими, ароматические сульфонаты и карбоксилаты (например, п-толуолсульфонат, нафталинсульфонат), гидроксинафталинкарбоксилаты, салицилат, фталат, хлорбензойную кислоту, салициловую кислоту, фталевую кислоту, 5-гидрокси-1нафтойную кислоту, 6-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 7-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 1-гидрокси-2нафтойную кислоту, 3-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 5-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 7-гидрокси-2нафтойную кислоту, 1,3-дигидрокси-2-нафтойную кислоту, 3,4-дихлорбензоат, гидрохлорид триметиламмония и хлорид тетраметиламмония. Примеры подходящих неорганических солей включают в себя водорастворимые соли калия, натрия и аммония (например, хлорид натрия, хлорид калия и хлорид аммония), хлорид кальция, бромид кальция, хлорид магния и галогенидные соли цинка. Любая комбинация солей, перечисленных выше, также может быть включена в жидкости согласно настоящему изобретению.

Указанные необязательные соли могут присутствовать в любом практичном количестве. Предпочтительно указанные соли могут присутствовать в количестве, составляющем от приблизительно 0,1 до приблизительно 30% от массы жидкости. Более предпочтительно указанная соль может присутствовать в количестве, составляющем от приблизительно 0,1 до приблизительно 10% от массы жидкости. Типы и количество солей, подходящих для конкретного применения согласно настоящему изобретению, могут зависеть от разнообразных факторов, таких как типы микроэмульсионных поверхностно-активных веществ, присутствующих в жидкости, состав основной водной жидкости, температура жидкости и/или зона желаемого применения и т.п. Основная водная жидкость может содержать рассол, который уже включает в себя определенное количество соли. В этом случае дополнительные соли могут быть нежелательными или может потребоваться удалить соли из рассола или добавить к нему дополнительную соль при приготовлении и/или применении жидкости согласно настоящему изобретению. Специалист с обычной квалификацией, пользуясь настоящим раскрытием, определит, когда соль следует включать при конкретном применении согласно настоящему изобретению, а также подходящий тип и количество включаемых солей.

Кроме того, обрабатывающая жидкость может содержать вспенивающее средство. Термин вспененный, используемый в настоящем документе, относится и к смешанным жидкостям. Может возникнуть потребность вспенивать обрабатывающую жидкость - в частности, для уменьшения количества необходимой водной жидкости (например, в водочувствительных подземных пластах). Для вспенивания обрабатывающих жидкостей согласно настоящему изобретению можно применять различные газы, включая, но не ограничиваясь ими, азот, диоксид углерода, воздух, метан и их смеси. Специалист с обычной квалификацией в данной области техники, пользуясь настоящим раскрытием, будет способен выбрать подходящий газ, который можно применять для вспенивания обрабатывающих жидкостей согласно настоящему изобретению. Подходящие поверхностно-активные вспениватели могут включать в себя, но не ограничиваются ими, бетаины, аминоксиды, сульфонаты метиловых сложных эфиров, алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропилбетаин, сульфонаты альфа-олефинов, триметилталлоуаммонийхлорид, сульфат С₈-С₂₂-алкилэтоксилата и триметилкокоаммонийхлорид. Можно также включать другие подходящие вспениватели и стабилизаторы пены, которые будут известны квалифицированным специалистам в данной области техники благодаря настоящему раскрытию.

Кроме того, обрабатывающая жидкость, применяемая в настоящем изобретении, может содержать утяжелитель. Утяжелители применяют, в частности, для того, чтобы увеличивать плотность жидкости и тем самым влиять на гидростатическое давление, создаваемое этой жидкостью. Примеры подходящих утяжелителей включают в себя, но не ограничиваются ими, некоторые соли, включая хлорид калия, хлорид натрия, бромид натрия, хлорид кальция, бромид кальция, хлорид аммония, бромид цинка, формиат цинка, оксид цинка и их смеси.

Для понижения температуры замерзания обрабатывающей жидкости она может содержать антифриз. Могут оказаться подходящими и другие присадки, как мог бы определить квалифицированный специалист в данной области техники благодаря настоящему раскрытию.

Является предпочтительным, чтобы способы согласно настоящему изобретению обычно включали в себя следующее: предоставление обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент; и смешивание указанной вод- 9 024740 ной жидкости вместе с указанным микроэмульсионным поверхностно-активным веществом и указанным амфифильным полимером, образуя жидкость согласно настоящему изобретению. Жидкости согласно настоящему изобретению и/или их любой компонент (например, амфифильный полимер) могут быть предоставлены в любой форме, подходящей для конкретного применения согласно настоящему изобретению. Указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и/или указанный амфифильный полимер могут быть предоставлены в виде жидкой и/или твердой присадки, которую примешивают или вносят в любой момент до и/или применения указанной жидкости. Например, амфифильный полимер можно добавлять к жидкости, которая уже находится в некоторой части подземного пласта. Разные компоненты жидкостей согласно настоящему изобретению могут быть предоставлены или внесены совместно (например, в одной и той же присадке или жидкости), или же они могут быть представлены или внесены в жидкость в виде отдельных присадок. В тех случаях, когда указанные разные компоненты предоставляют или вносят в жидкость раздельно, возможно как их одновременное предоставление или внесение, так и предоставление или внесение определенных компонентов в некоторый момент до или после предоставления или внесения других компонентов. Жидкости согласно настоящему изобретению и/или их любой компонент можно готовить либо непосредственно на производственном участке, либо заранее - на специальном предприятии или в производственном помещении, сохраняя на складе в течение некоторого периода времени до использования. Приготовление этих жидкостей согласно настоящему изобретению непосредственно на производственном участке можно осуществлять способом, характеризуемым как процесс, проводимый на лету. Выражение на лету используется в настоящем документе в отношении способов соединения двух или более компонентов, при которых протекающий поток одного элемента непрерывно вводят в протекающий поток другого компонента, так что потоки объединяются и смешиваются, продолжая протекать единым потоком как часть производимой обработки. Такое смешивание можно также описать как смешивание в реальном времени.

Способы согласно настоящему изобретению могут включать в себя следующее: предоставление обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент; и введение обрабатывающей жидкости в подземный пласт, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию, которая содержит амфифильный полимер внутри подземного пласта. В этих способах обрабатывающая жидкость (и/или отдельные ее компоненты) могут быть введены в некоторую часть подземного пласта средствами, известными в данной области техники.

Способы и обрабатывающие жидкости согласно настоящему изобретению можно применять во время проведения любой подземной операции, при которой может применяться указанная жидкость, или при подготовке к такой операции. Подходящие подземные операции, могут включать в себя, не ограничиваясь ими, промывку скважины перед обработкой пласта и после нее, операции бурения, обработку с гидравлическим разрывом пласта, разные виды обработки, применяемой для предотвращения поступления в скважину песка (например, заполнение скважинного фильтра гравием), разные виды кислотной обработки (например, матричную кислотную обработку или кислотную обработку под давлением выше давления гидроразрыва), разные виды обработки с применением гидравлического разрыва пласта, совмещенного с гравийной набивкой фильтра (Ггас-раск), разные виды обработки, применяемой для очистки скважины, и другие операции, при которых можно применять обрабатывающую жидкость согласно настоящему изобретению. Например, настоящее изобретение предоставляет жидкости, которые содержат водную жидкость, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, амфифильный полимер, который содержит водную жидкость; микроэмульсионное поверхностно-активное вещество; и амфифильный полимер, который содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент. Обрабатывающую жидкость согласно настоящему изобретению можно применять в способе разрыва подземного пласта, когда обрабатывающую жидкость согласно настоящему изобретению вводят в подземный пласт при гидравлическом давлении, достаточном для создания или увеличения одного или более разломов, или трещин, в подземном пласте. Определение термина увеличение одной или более трещин в подземном пласте, используемого в настоящем документе, охватывает распространение или укрупнение одной или более естественных или предварительно созданных трещин в подземном пласте. Это может, в частности, образовать сообщающиеся каналы в подземном пласте, по которым флюиды (например, нефть, газ и т.п.) могут протекать к скважине, пробуренной через подземный слой.

Указанную обрабатывающую жидкость можно применять при бурении в любой части подземного пласта, включая, не ограничиваясь ими, продуктивную зону по ходу скважины. Термин буровая жидкость, используемый в настоящем документе, включает в себя, но не ограничивается ими, буровые растворы, растворы для вскрытия пласта и растворы для заканчизания скважины. Раствор для вскрытия пласта обычно представляет собой буровой раствор, применяемый при бурении скважины в продуктивной части подземного пласта, для минимизации повреждений, максимизации продуктивности вскрытых зон и облегчения любых необходимых операций по заканчиванию скважины. В отличие от бурового раствора, раствор для вскрытия пласта обычно содержит небольшое количество твердых веществ, часто калиброванных по размеру для минимизации проницаемости или внедрения в матрицу продуктивного пла- 10 024740 ста и предотвращения его повреждения. Способ бурения скважины через подземный пласт может включать в себя предоставление обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент, и применение указанной буровой жидкости при бурении, по меньшей мере, некоторой части скважины в подземном пласте, содержащем маслообразную жидкость, проводимом с применением указанной буровой жидкости, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию с маслообразной жидкостью внутри скважины. Указанную буровую жидкость можно применять при бурении, по меньшей мере, некоторой части скважины в продуктивной зоне подземного пласта.

Если желательно, по меньшей мере, некоторая часть маслообразной жидкости внутри подземного пласта может представлять собой тяжелый углеводород, такой как битум или асфальтен. В таких случаях обрабатывающая жидкость может помочь удалить из подземного пласта, по меньшей мере, некоторую часть тяжелых углеводородов. Как правило, при бурении и эксплуатации скважины тяжелые углеводороды образуют отложения на обсадной колонне и/или на производственном оборудовании. Без намерения принимать теоретические ограничения, можно полагать, что образование микроэмульсии с маслообразной жидкостью, содержащей тяжелые углеводороды может ограничивать или предотвращать отложение тяжелых углеводородов, поскольку заключение указанной маслообразной жидкости в микроэмульсию, содержащую амфифильный полимер, может ограничить или устранить ее контакты со стенками скважины и/или с любым производственным оборудованием.

Обрабатывающую жидкость, раскрытую в настоящем документе, можно применять для изменения смачиваемости фильтрационного осадка и/или подземного пласта. Когда фильтрационный осадок и/или поверхность пласта смочены нефтью, могут возникнуть затруднения в проведении определенных операций заканчизания скважины, таких как закачивание воды или заполнение скважинного фильтра гравием. Изменяя смачиваемость фильтрационного осадка и/или поверхности пласта так, чтобы они лучше смачивались водой, можно сделать фильтрационный осадок более совместимым с закачиваемой водой и рассольными жидкостями, переносящими гравийную набивку. Кроме того, если потребуется, смачиваемый водой фильтрационный осадок можно легче удалять водным промывочным раствором (например, раствором, содержащим минеральные кислоты, органические кислоты, окислители, водорастворимые ферменты и вещества, высвобождающие кислоту ίη δίΐιι).

Обрабатывающую жидкость, раскрытую в настоящем документе, можно применять для удаления водяного барьера или нефтяного барьера в подземном слое. Водяным барьером обычно называют состояние, обусловленное увеличением водонасыщенности околоскважинной зоны пласта. Водяной барьер может образоваться, когда околоскважинное пространство подвергается воздействию относительно большого объема фильтрата из бурового раствора. Увеличенное присутствие воды может вызвать набухание всех видов глины, имеющейся в пласте и уменьшить его проницаемость, или же вода может собираться в устьях пор, результатом чего является уменьшение проницаемости пласта вследствие увеличенного капиллярного давления и когезионных сил. Сходным образом, нефтяным барьером обычно называют состояние, при котором околоскважинное пространство является насыщенным повышенным количеством нефти. Вследствие смоченного состояния подземного пласта и капиллярного давления, являющегося его результатом, эта нефть может уменьшить проницаемость подземного пласта для потока флюидов, включая собственно нефть и воду. Обрабатывающие жидкости и способы, описанные в настоящем документе, можно применять для удаления водяного барьера или нефтяного барьера посредством удаления, по меньшей мере, некоторой части воды или нефти в околоскважинном пространстве и/или посредством изменения смачиваемости подземного пласта. Это может прямым или косвенным образом привести к уменьшению капиллярного давления в порах пласта. Уменьшение капиллярного давления может привести к увеличению скорости дренажа воды и/или нефти. Очевидно, что улучшение дренажа воды должно уменьшить число существующих водяных барьеров, а также ослабить тенденцию к их образованию.

Для облегчения и улучшения понимания настоящего изобретения даны нижеследующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов его осуществления. Приводимые примеры никаким образом не должны восприниматься как ограничивающие объем настоящего изобретения.

Примеры

Для того, чтобы продемонстрировать, что результатом применения обрабатывающей жидкости согласно настоящему изобретению может быть более стабильная микроэмульсионная жидкость, способная нести большее количество маслообразной жидкости, был приготовлен ряд образцов и измерено количество солюбилизированной маслообразной жидкости.

Пример 1.

Приготовили три образца с различными количествами микроэмульсионного поверхностноактивного вещества. Каждый образец имел общий объем 4 мл. Образцы содержали смесь (50/50 по объему) раствора поверхностно-активного вещества и раствора соли (по 2 мл каждого раствора). Указанные 2 мл раствора поверхностно-активного вещества содержали 1,38 мл 30%-ного по массе раствора лаурилбетаина в воде и 0,62 мл бутанола. Раствор соли представлял собой раствор бромида натрия с эквива- 11 024740 лентной плотностью 12,5 фунтов на галлон (1,5 г/см³). Приготовили три 4-мл образца и в каждый из них добавляли различные количества амфифильного полимера. Образец 1 не имел амфифильного полимера, он представлял собой контрольный образец для сравнения. Образцы 2 и 3 имели 4,5 и 9% по массе амфифильного полимера (стеариловый простой эфир полиоксиэтилена-(100), продаваемый коммерчески как ВКЛ 700, например фирмой δΙΟΜΆ-ΛΠΌΚΚΗ, Мйтаикее, VI). соответственно. Способность этих образцов солюбилизировать маслообразную жидкость определяли, добавляя к этим смесям дизельное топливо и измеряя количество, солюбилизированное в микроэмульсию. Результаты каждого образца показаны в табл. 1.

Таблица 1

Солюбилизация дизельного топлива в образцах смесей

Образец	Солюбилизированное дизельное топливо (мл)
Образец 1	0,7
Образец 2	0,8
Образец 3	1,1

Таким образом, специалисту с обычной квалификацией в данной области техники эти результаты показывают, что применение обрабатывающей жидкости согласно настоящему изобретению может увеличить способность жидкости солюбилизировать маслообразную жидкость.

Пример 2.

Приготовили три дополнительных образца с разными количествами другого микроэмульсионного поверхностно-активного вещества. Каждый образец имел общий объем 4 мл. Образцы содержали смесь (50/50 по объему) раствора поверхностно-активного вещества и раствора соли (по 2 мл каждого раствора). Указанные 2 мл раствора поверхностно-активного вещества содержали 1,38 мл 30%-ного по массе раствора кокобетаина в воде и 0,62 мл бутанола. Раствор соли представлял собой раствор бромида натрия с эквивалентной плотностью 1498 кг/м³ (12,5 фунтов на галлон). Приготовили три 4-мл образца и в каждый из них добавляли различные количества амфифильного полимера. Образец 4 не имел амфифильного полимера, он представлял собой контрольный образец для сравнения. Образцы 5 и 6 имели 4,5 и 9% по массе амфифильного полимера (стеариловый простой эфир полиоксиэтилена-(100), продаваемый коммерчески как ВКП®700, например фирмой §1ОМА-АЬПК1СН, Мйтаикее, VI), соответственно. Способность этих образцов солюбилизировать маслообразную жидкость определяли, добавляя к этим смесям дизельное топливо и измеряя количество, солюбилизированное в микроэмульсию. Результаты каждого образца показаны в табл. 2.

Таблица 2

Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения намеченных целей и реализации присущих ему преимуществ. Конкретные варианты осуществления настоящего изобретения, раскрытые выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и осуществлять на практике другим, но эквивалентным, образом, очевидным для квалифицированных специалистов в данной области техники, благодаря изучению настоящего документа. Кроме того, не предусмотрены никакие ограничения деталей построения и конструкции, показанной в настоящем документе, отличных от описанных ниже в пунктах формулы изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены, скомбинированы и модифицированы, и все такие вариации считаются входящими в объем настоящего изобретения и соответствующими его сущности. Хотя композиции и способы описаны с использованием терминов состоящий, содержащий или включающий разные компоненты или стадии, указанные композиции и способы могут также состоять существенно из или состоять из различных компонентов и стадий. Все численные значения и диапазоны, раскрытые выше, могут изменяться на некоторую величину. Везде, где раскрыт некоторый численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, попадающий в указанный диапазон, является раскрытым конкретно. В частности, каждый диапазон значений (в форме от приблизительно а до приблизительно Ъ, или, эквивалентно, от приблизительно а до Ъ, или, эквивалентно, от

- 12 024740 приблизительно а-Ъ), раскрытый в настоящем документе, следует понимать как определяющий каждое число и каждый диапазон, заключенные внутри более широкого диапазона значений. Кроме того, термины в пунктах формулы изобретения имеют свой простой, обычный смысл, если иное не указано явным и ясным образом владельцем патента. Кроме того, неопределенные артикли а или ап (в англоязычном тексте настоящего документа) определены в настоящем документе как означающие один или более вводимых ими элементов. При наличии любого конфликта в употреблении некоторого слова или термина в настоящей спецификации и в одном или более патентов или других документов, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, следует принимать определения, совместимые с настоящей спецификацией.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки подземных пластов, включающий получение обрабатывающей жидкости, содержащей водную жидкость;

микроэмульсионное поверхностно-активное вещество;

вторичное поверхностно-активное вещество, содержащее по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из спирта, гликоля, фенола, пирролидона, кетона, акриламида или любой их комбинации;

амфифильный полимер, где указанный амфифильный полимер содержит гидрофобный компонент и гидрофильный компонент, причем указанный амфифильный полимер содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из полибутадиен-полиэтиленоксида, полистирол-полиэтиленоксида, полистиролполиакриловой кислоты, полиоксистирол-полиэтиленоксида и полистирол-полиэтилацетата; и внесение указанной обрабатывающей жидкости в подземный пласт, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию внутри указанного подземного слоя, причем указанная микроэмульсия содержит указанный амфифильный полимер.
2. Способ по п.1, где указанная водная жидкость содержит по меньшей мере один компонент, выбранный из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, гликоля, рассола, утяжеленного рассола и их любой комбинации.
3. Способ по любому предшествующему пункту, где микроэмульсионное поверхностно-активное вещество содержит поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества и их любой комбинации.
4. Способ по п.3, где указанное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из метилового сложного эфира аргинина, алканоламина, алкилендиамида, алкилсульфонатного сложного эфира, алкилсульфонатного простого эфира, алкилсульфатного простого эфира, алкилсульфата щелочного металла, алкил- или алкиларилсульфоната, сульфосукцината, алкил- или алкиларилдисульфоната, алкилдисульфата, сульфата полипропоксилированного и/или полиэтоксилированного спирта, таурата, аминоксида, этоксилированного амида, алкоксилированной жирной кислоты, алкоксилированного спирта, этоксилированного жирного амина, этоксилированного алкиламина, бетаина, модифицированного бетаина, алкиламидобетаина, соединения четвертичного аммония и их любой комбинации.
5. Способ по любому предшествующему пункту, где обрабатывающая жидкость содержит неионное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, при этом необязательно указанное неионное микроэмульсионное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно поверхностноактивное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкилполигликозида, сложного эфира сорбитана, сложного эфира метилглюкозида, аминэтоксилата, диаминэтоксилата, сложного эфира полиглицерина, алкилэтоксилата, спирта, который был полипропоксилирован и/или полиэтоксилирован, или подвергнут обеим этим реакциям, их любой комбинации.
6. Способ по любому предшествующему пункту, где указанное микроэмульсионное поверхностноактивное вещество присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от 0,1 до 20% от массы обрабатывающей жидкости.
7. Способ по любому предшествующему пункту, где указанный амфифильный полимер присутствует в обрабатывающей жидкости в количестве, составляющем от 0,01 до 5 мол.% в расчете на количество указанного микроэмульсионного поверхностно-активного вещества.
8. Способ по любому предшествующему пункту, где обрабатывающая жидкость дополнительно содержит по меньшей мере одну соль.
9. Способ по любому предшествующему пункту, где введение обрабатывающей жидкости в подземный слой включает введение обрабатывающей жидкости в подземный слой при давлении, достаточном или большем, чем требуется для создания или увеличения одной или более трещин, по меньшей ме- 13 024740 ре, в некоторой части указанного подземного слоя.
10. Способ по любому предшествующему пункту, где введение обрабатывающей жидкости в подземный слой включает в себя подземную операцию, выбранную из группы, состоящей из операции бурения, операции бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, операции бурения при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины, операции, проводимой при кислотной обработке, операции заполнения скважинного фильтра гравием, операции гидравлического разрыва пласта, операции гидравлического разрыва ствола, совмещенного с гравийной набивкой фильтра, операции заканчивания и цементирования скважины.
11. Способ по любому предшествующему пункту, где указанную обрабатывающую жидкость применяют в качестве буфера или заполнителя.