EA025616B1 - Способы обработки скважин с использованием желатинизируемых жидкостей для обработки, имеющих длительную термическую стабильность желатинизированного состояния - Google Patents

Способы обработки скважин с использованием желатинизируемых жидкостей для обработки, имеющих длительную термическую стабильность желатинизированного состояния Download PDF

Info

Publication number
EA025616B1
EA025616B1 EA201490665A EA201490665A EA025616B1 EA 025616 B1 EA025616 B1 EA 025616B1 EA 201490665 A EA201490665 A EA 201490665A EA 201490665 A EA201490665 A EA 201490665A EA 025616 B1 EA025616 B1 EA 025616B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gel
terpolymer
fluids
formation
fluid
Prior art date
Application number
EA201490665A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201490665A1 (ru
Inventor
Джей Пол Девилль
Джон Уолтер Шерман
Гари П. Фанкхаузер
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Publication of EA201490665A1 publication Critical patent/EA201490665A1/ru
Publication of EA025616B1 publication Critical patent/EA025616B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Желатинизируемые обрабатывающие жидкости, содержащие терполимер, включающий мономерные звенья 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида, акриловой кислоты, могут использоваться в различных подземных работах, там, где необходимо, чтобы жидкость для обработки оставалась в желатинизированном состоянии при высоких температурах формации на протяжении длительного периода времени. Способы обработки подземных формаций могут включать обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей водный жидкий носитель, поперечно сшивающий агент, стабилизатор геля для поперечно сшитого геля и терполимер, содержащий мономерные звенья 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты, или любых их солей, где стабилизатор геля содержит гидроксиламин; введение обрабатывающей жидкости в подземную формацию; обеспечение формирования геля обрабатывающей жидкостью в подземной формации, при этом гель включает поперечно сшитый гель, образованный в результате реакции между указанным терполимером и указанным поперечно сшивающим агентом; и разрушение геля по меньшей мере через одни сутки его нахождения в подземной формации.

Description

Настоящее изобретение в общем относится к применению желатинизируемых обрабатывающих жидкостей в подземных работах, и, более конкретно, к применению желатинизируемых обрабатывающих жидкостей, которые могут сохранять желатинизированное состояние на протяжении продолжительного времени при высоких температурах формации.
Жидкости для обработки могут использоваться во множестве подземных работ. Используемые здесь термины обработка, обрабатывание и иные их грамматические эквиваленты относятся к любым подземным работам, при которых используют жидкость одновременно с выполнением желаемой функции и/или для достижения желаемой цели. Термины обработка, обрабатывание и другие их грамматические эквиваленты не подразумевают какого-либо конкретного действия жидкости или любого из ее компонентов. Примеры подземных операций, которые могут выполнять с использованием обрабатывающих жидкостей, могут представлять собой операции бурения, операции разрыва, операции контроля поступления песка в скважину, операции набивки гравием, операции кислотной обработки, операции по выравниванию профиля приемистости, операции по отведению жидкостей, операции по блокированию жидкостей и т.п.
Во многих случаях при выполнении операций по обработке жидкости для обработки могут использоваться в желатинизированном состоянии. Например, при выполнении операции разрыва жидкость для обработки может быть желатинизирована, чтобы повысить ее вязкость и улучшить ее способность быть носителем для расклинивающего агента или других материалов, состоящих из частиц. В других случаях желатинизируемая обрабатывающая жидкость может быть использована для того, чтобы перенаправить или блокировать поток жидкостей по меньшей мере в части подземной формации. В случае операций разрыва, желатинизируемой обрабатывающей жидкости в типичном случае необходим лишь очень короткий промежуток времени нахождения в скважине, прежде чем гель будет разрушен и обрабатывающая жидкость высвободится из ствола скважины. В операциях отведения или блокирования жидкостей в типичном случае необходимо, чтобы гель оставался в требуемом месте лишь в течение короткого промежутка времени, до тех пор, пока другая обрабатывающая жидкость не протечет где-либо еще в подземной формации.
При проведении подземных работ иногда может быть необходимо блокировать ток жидкостей в подземной формации на протяжении продолжительного периода времени, в типичном случае на протяжении по меньшей мере одного дня или дольше. В некоторых случаях период времени может быть более длительным: дни или недели. Например, иногда может быть желательно замедлить ток жидкостей формации на протяжении продолжительного периода времени, вводя пачку жидкости для глушения или тампонажную смесь в подземную формацию вплоть, по крайней мере, до временного блокирования формации. Используемые здесь термины пачка жидкости для глушения и тампонажная смесь относятся к небольшому количеству обрабатывающей жидкости, введенной в скважину, которая блокирует способность жидкостей формации течь внутри скважины. В работах с использованием пачки жидкости для глушения или тампонажной смеси, высокоплотные солевые растворы могут быть особенно эффективны в качестве жидкости-носителя, так как они могут формировать высоковязкий гель, который блокирует ток жидкостей в скважине, оказывая гидростатическое давление. Подобным образом, в задачах, выполняемых в сухих условиях (в отсутствие жидкостей), иногда может быть желательно сформировать барьер внутри скважины, который бы присутствовал на протяжении продолжительного периода времени.
Желатинизируемые жидкости для обработки в типичном случае могут оставаться в стабильном желатинизированном состоянии только на протяжении конечного периода времени, прежде чем разрушиться до жидкостей пониженной вязкости. Во многих случаях, разрушение геля может быть усилено использованием разрушителя, если требуется более быстрое разрушение. Для подземных работ, требующих увеличенного времени удерживания в скважине, многие желатинизированные обрабатывающие жидкости могут оказаться непригодными, так как они могут разрушаться до того, как их целевая функция выполнена. Преждевременное разрушение желатинизируемых обрабатывающих жидкостей в особенности может представлять собой проблему в высокотемпературных подземных формациях (например, в формациях, имеющих температуру около 275°Р (135°С) или выше), где повышенная температура формации уменьшает стабильность геля и ускоряет его распад. Поскольку подземные работы проводятся в более глубоких стволах скважины, в которых температура формации еще выше, проблемы долгосрочной стабильности встречаются все чаще, поскольку существующие гели уже достигли пределов своей химической стабильности и термостабильности. Преждевременное разрушение может быть особенно проблематичным в высокотемпературных работах с желатинизируемыми обрабатывающими жидкостями на основе биополимеров (например, обрабатывающими жидкостями на основе гуаровой смолы и целлюлозы и т.п.), где термически индуцированный разрыв цепи и снижение молекулярного веса могут усилить разрушение геля.
Синтетические желатинизируемые полимеры, имеющие повышенную термостабильность, иногда использовались вместо биополимеров, чтобы расширить рабочий температурный диапазон желатинизируемых обрабатывающих жидкостей. Одной из проблем, связанных с синтетическими желатинизируемыми полимерами, является то, что они иногда слишком быстро могут становиться поперечно сшитыми
- 1 025616 или становятся излишне поперечно сшитыми в процессе желатинизации. Если поперечное сшивание происходит слишком быстро, введение желатинизируемых обрабатывающих жидкостей в скважину может быть затруднено из-за высоких фрикционных давлений, так как гель становится чересчур густым, чтобы его можно было эффективно закачать до места назначения. Если гель становится излишне поперечно сшитым, он может быть слишком вязким, с трудом поддающимся разрушению, и иногда может проявлять избыточный синерезис, в силу чего жидкость-носитель просачивается через гель.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение в целом относится к применению желатинизируемых обрабатывающих жидкостей в подземных работах, и, в особенности, к применению желатинизируемых обрабатывающих жидкостей, способных оставаться в желатинизированном состоянии на протяжении продолжительного периода времени при высоких температурах формации.
Настоящее изобретение предоставляет собой способ обработки подземной формации, включающий обеспечение обрабатывающей жидкости, включающей жидкий водный носитель, поперечно сшивающий агент, стабилизатор геля для поперечно сшитого геля и терполимер, включающий мономерные звенья 2акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, акриламид и акриловую кислоту, или любые их соли, где стабилизатор геля содержит гидроксиламин; введение обрабатывающей жидкости в подземную формацию; обеспечение формирования геля обрабатывающей жидкостью в подземной формации, при этом гель включает поперечно сшитый гель, образованный в результате реакции между указанным терполимером и указанным поперечно сшивающим агентом; и разрушение геля через по меньшей мере приблизительно одни сутки его пребывания в подземной формации.
Особенности и преимущества настоящего изобретения будут понятны специалисту, имеющему обычные познания в данной области, после изучения описания предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, которое приведено ниже.
Краткое описание фигур
Следующие фигуры включены, чтобы проиллюстрировать определенные аспекты настоящего изобретения, и не должны рассматриваться как исключительные воплощения. Сущность раскрытого изобретения может подвергаться значительным модификациям и изменениям, и использовать эквиваленты формы и функций, таким образом, чтобы обеспечить преимущества настоящего изобретения, согласно тому, как это будет установлено специалистом, обладающим обычными познаниями в данной области.
Фиг. 1А-1АА представляют фотографии некоторых обрабатывающих жидкостей по примеру 1 после старения при 320°Р (160°С).
Фиг. 2Α-2Ό представляют серию фотографий, иллюстрирующих желатинизацию обрабатывающей жидкости № 12 при разной продолжительности старения, при 320°Р (160°С).
Фиг. 3А-3Е представляют серию фотографий, иллюстрирующих желатинизацию обрабатывающей жидкости № 20 при различной продолжительности старения при 320°Р (160°С).
Фиг. 4А-4С представляют фотографии гелей, образованных обрабатывающими жидкостями № 1416 после статического старения на протяжении 3 дней при 320°Р (160°С).
Фиг. 5А-5С представляют фотографии гелей, образованных жидкостями № 14-16 после статического старения на протяжении 5 дней при 320°Р (160°С).
Фиг. 6А и 6В представляют фотографии гелей, образованных обрабатывающими жидкостями № 17 и № 18 после статического старения на протяжении 5 дней при 320°Р (160°С).
Фиг. 7А-7Э представляют фотографии гелей, образованных жидкостью для обработки № 34 после статического старения на протяжении 20 дней при 320°Р (160°С), где каждая последующая фотография представляет дополнительные 5 дней статистического старения.
Фиг. 8 представляет фотографию геля, образованного жидкостью для обработки № 35 после 15 дней статического старения при 320°Р (160°С).
Фиг. 9 иллюстрирует график потери жидкости в зависимости от времени для обрабатывающих жидкостей, имеющих различные соотношения терполимера и поперечно сшивающего агента и различные концентрации терполимера, где гель выдерживали на протяжении 16 ч при 320°Р (160°С).
Фиг. 10 иллюстрирует график потери жидкости в зависимости от времени для обрабатывающей жидкости, где гель выдерживали на протяжении 72 ч при 320°Р (160°С).
Фиг. 11А-1Ш представляют фотографии гелей, образованных обрабатывающими жидкостями № 46-49 после статического старения на протяжении 24 ч при 320°Р (160°С) в присутствии пластины углеродистой стали.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение в общем относится к применению желатинизируемых обрабатывающих жидкостей в подземных работах и, в особенности, к применению желатинизируемых обрабатывающих жидкостей, которые могут оставаться в желатинизированном состоянии на протяжении продолжительного периода времени при высоких температурах формации.
В настоящем изобретении используют желатинизируемые обрабатывающие жидкости, которые образуют термически стабильные гели в подземной формации, которая может находиться на протяжении продолжительного периода времени при повышенных температурах (например, более чем при 275°Р
- 2 025616 (135°С)). Более конкретно, желатинизируемые обрабатывающие жидкости по настоящему изобретению могут включать терполимер, который включает мономерные звенья 2-акриламидо-2метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты или любые их соли и поперечно сшивающий агент, где терполимер и поперечно сшивающий агент формируют гель внутри скважины и где желатинизация может быть инициирована или ускорена под действием температуры формации. Скорость поперечного сшивания может быть увеличена или уменьшена, если необходимо, использованием ускорителей или замедлителей желатинизации, соответственно, так, чтобы гель мог занять желаемое положение в подземной формации. Так как обрабатывающие жидкости могут быть введены в подземную формацию в нежелатинизированном состоянии, с существенными проблемами из-за фрикционного давления, как правило, не сталкиваются. Будучи введены в подземную формацию, желатинизируемые обрабатывающие жидкости могут образовывать там поперечно сшитый гель, неспособный течь под действием ίη δίίυ стресса после его помещения в подземную формацию. Используемый здесь термин ίη δίΐιι стресс (ίη δίΐιι - по месту) относится к силам сдвига, присутствующим в подземной формации, включая, например, искусственные сдвиги, осуществляемые при проведении подземных работ и сдвиги, случающиеся в естественных условиях, присутствующие в подземной формации. Поперечно сшитые гели по настоящим воплощениям следует отличать от других применений настоящего терполимера в подземных работах, где линейный гель образуется в результате обработки поперечно сшивающим агентом, однако гель остается достаточно жидким, чтобы течь под действием низкосдвигового стресса и легко накачиваться в скважину. В некоторых вариантах осуществления изобретения формирование поперечно сшитого геля можно усилить, используя более высокие концентрации поперечно сшивающего агента по сравнению с теми, что в типичном случае используются с вышеуказанным терполимером. В некоторых вариантах осуществления изобретения в присутствии поперечно сшивающего агента терполимер может полностью стать поперечно сшитым. Используемый здесь термины полное поперечное сшивание, завершенное поперечное сшивание относятся к уровню поперечного сшивания, при котором достигается вязкость, которую уже нельзя существенно повысить добавлением поперечно сшивающего агента.
Авторы изобретения обнаружили, что гели, сформированные вышеописанным терполимером, имеют неожиданно высокую термостабильность на протяжении продолжительных периодов времени, которая обеспечивает их пригодность для подземных работ, в которых желательно, по меньшей мере, частично заблокировать ток жидкости в подземной формации на период от нескольких дней до нескольких недель при повышенной температуре формации. В частности, в определенных случаях настоящие обрабатывающие жидкости, содержащие терполимер, могут оставаться в стабильном желатинизированном состоянии на протяжении по меньшей мере примерно 20 дней при температуре 320°Р (160°С). Предполагается, что при предшествующем применении этого терполимера не было признано, что гель можно сделать стабильным на период от нескольких дней до нескольких недель, в частности, при высоких температурах формации. Повышенная термостабильность гелей позволяет настоящим обрабатывающим жидкостям применяться в качестве пачек жидкости для глушения и тампонажных смесей для воспрепятствования току жидкостей, в частности, жидкостей формации, в подземной формации. Вдобавок, настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться для задач долгосрочного контроля потери жидкости по похожим причинам. В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут подобным образом применяться при ремонте скважин.
В приложениях по блокированию или разведению потоков жидкостей в подземной формации обрабатывающие жидкости по настоящему изобретению могут быть получены с использованием более высоких концентраций поперечно сшивающего агента, чем те, которые традиционно использовались в данной области техники. Предполагается, что эти более высокие концентрации поперечно сшивающего агента могут позволить продуцировать поперечно сшитый гель, являющийся в большей степени поперечно сшитым, чем это достигается при более низких концентрациях поперечно сшивающего агента. Хотя для обрабатывающих жидкостей по настоящему изобретению могут подходить любые концентрации поперечно сшивающего агента, наиболее типичной является концентрация примерно 1 мас.% по отношению к воде или выше. Предполагается, что при этих концентрациях поперечно сшивающих агентов обрабатывающие жидкости могут формировать в скважине поперечно сшитый гель, который не течет под действием сдвигового напряжения и пригоден, по меньшей мере, для частичного блокирования или отведения потока жидкости в нем. Напротив, при традиционных концентрациях поперечно сшивающего агента около 0,7 мас.% по отношению к воде или ниже, как предполагают, могут формироваться линейные гели, поддающиеся перекачиванию с помощью насоса и способные течь под действием сил сдвига. Вышеуказанные концентрации относятся скорее к концентрации композиции поперечно сшивающего агента, содержащей поперечно сшивающий агент, чем к концентрации активного поперечно сшивающего агента. В отличие от поперечно сшитых гелей, линейные гели, как предполагается, являются недостаточно сильными, чтобы блокировать ток жидкости в подземной формации в течение продолжительного периода времени. Более того, линейные гели, как полагают, имеют значительно больший потенциал повреждать подземную формацию ввиду того, что для них выше вероятность проникновения в матрикс формации. Напротив, настоящие поперечно сшитые гели, как полагают, легко отделяются от матрикса формации с незначительной пенетрацией в матрикс или вообще без нее; таким образом, давая значительно меньшую
- 3 025616 вероятность повреждения формации, как только выработка возобновлена.
Настоящие обрабатывающие жидкости могут также иметь дополнительное преимущество незначительного изменения восстановленной проницаемости подземной формации после разрушения геля. Используемый здесь термин восстановление проницаемости относится к способности жидкости протекать через подземную формацию после того, как гель, блокирующий ток жидкости, был разрушен или удален. В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости, будучи желатинизированы, могут эффективно блокировать ток жидкости в керновой пробе, и после разрушения или удаления геля жидкость может снова протекать через керновую пробу с практически той же скоростью, что и до применения геля. Таким образом, предполагается, что настоящие обрабатывающие жидкости могут по существу не повреждать подземную формацию после разрушения геля.
Еще одно преимущество состоит в том, что в некоторых вариантах осуществления изобретения гелям, образованным настоящими обрабатывающими жидкостям, если желательно, можно позволить разрушаться с присущей им скоростью без использования разрушителя. В некоторых вариантах осуществления изобретения собственная скорость разрушения геля может быть изменена за счет изменения состава композиции геля (в присутствии или в отсутствие разрушителя). В альтернативных воплощениях для разрушения геля может использоваться разрушитель или разрушитель замедленного высвобождения, если желательно. Соответственно, настоящие обрабатывающие жидкости могут использоваться в подземных работах с широким диапазоном времени.
Еще одним дополнительным преимуществом настоящих обрабатывающих жидкостей является то, что они, как предполагают, не вызывают чрезмерной коррозии металлических частей. Соответственно, при проведении операций с длительным временем удерживания в скважине обрабатывающие жидкости, как предполагается, существенно не повреждают металлическое оборудование или компоненты бурильной колонны, используемые при проведении скважинных работ.
Если настоящие обрабатывающие жидкости оставляют в скважине на протяжении продолжительного периода времени, иногда может быть желательно включить в обрабатывающую жидкость один или более стабилизатор геля, чтобы увеличить долгосрочную термостабильность геля. В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящие стабилизаторы геля могут включать один или более антиоксидантов, увеличивающих химическую стабильность терполимера. Если не ограничиваться какой-либо теорией или механизмом, предполагается, что включение антиоксиданта в обрабатывающие жидкости может ограничивать окислительное повреждение терполимера, которое в иных случаях может случаться через длительные периоды времени при высоких температурах. Окислительное повреждение может включать разрыв полимерной цепи, которая, например, может уменьшать способность полимера формировать гель. В некоторых случаях более продолжительное время старения при высоких температурах может быть повреждающим для самого антиоксиданта, что может ограничивать его способность защищать терполимер от окислительного повреждения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения способы, описанные здесь, могут включать обеспечение обрабатывающей жидкости, включающей водный жидкий носитель, поперечно сшивающий агент, стабилизатор геля и терполимер, включающий мономерные звенья 2-акриламидо-2метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты, или любых их солей; введение обрабатывающей жидкости в подземную формацию; обеспечение формирования геля обрабатывающей жидкостью в подземной формации, и разрушение геля после его пребывания в подземной формации в течение по меньшей мере одних суток.
В некоторых вариантах осуществления изобретения способы, описанные здесь, могут включать обеспечение обрабатывающей жидкости, включающей водный жидкий носитель, поперечно сшивающий агент, стабилизатор геля и терполимер, который включает мономерные звенья 2-акриламидо-2метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты, или любых их солей; введение обрабатывающей жидкости в подземную формацию; обеспечение формирования геля обрабатывающей жидкостью в подземной формации, который, по меньшей мере, частично блокирует ток жидкостей формации по меньшей мере в части подземной формации; и разрушение геля после его пребывания в подземной формации на протяжении по меньшей мере одних суток.
В некоторых вариантах осуществления изобретения способы, описанные здесь, могут включать обеспечение обрабатывающей жидкости, включающей водный жидкий носитель, поперечно сшивающий агент и терполимер, который включает мономерные субъединицы 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты, или любых их солей; введение обрабатывающей жидкости в подземную формацию; обеспечение формирования геля обрабатывающей жидкостью в подземной формации, который, после формирования, не течет в условиях ίη 8Йи стресса в подземной формации. В некоторых вариантах осуществления изобретения поперечно сшитый гель может, по меньшей мере, частично блокировать ток жидкостей формации по меньшей мере в части подземной формации. В некоторых вариантах осуществления изобретения обрабатывающая жидкость может дополнительно включать стабилизатор геля. В некоторых вариантах осуществления изобретения обрабатывающая жидкость, описанная здесь, может полностью блокировать поток жидкостей (например, жидкостей формации) в подземной формации. Например, в работах, где применяют пачку жидкости для глушения и
- 4 025616 тампонажную смесь, может быть желательно полное блокирование потока жидкости.
Водный жидкий носитель по настоящим воплощениям может быть, в общем случае, взят из любого источника. В различных воплощениях водный жидкий носитель включает свежую воду, подкисленную воду, соленую воду, морскую воду, солевой раствор или водный солевой раствор. В некоторых вариантах осуществления изобретения водный жидкий носитель может включать раствор одновалентной соли или раствор двухвалентной соли. Подходящие растворы одновалентной соли включают, например, растворы хлорида натрия, растворы бромида натрия, растворы хлорида калия, растворы бромида калия, и т.п. Подходящие растворы двухвалентной соли включать, например, растворы хлорида магния, растворы хлорида кальция, растворы бромида кальция и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения водный жидкий носитель может представлять собой солевой раствор высокой плотности. Используемый здесь термин солевой раствор высокой плотности относится к солевому раствору, который имеет плотность примерно 10 фунтов/галлон или выше (1,2 г/см3 или выше). Предполагается, что формирование гелей в солевых растворах высокой плотности может быть проблематичным, отчасти из-за проблем гидратации полимера. Однако желатинизированные обрабатывающие жидкости, образованные солевыми растворами высокой плотности, могут быть, в частности, предпочтительными для задач, использующих пачку жидкости для глушения и других задач, связанных с потерей жидкости, из-за существенного гидростатического давления, оказываемого весом геля.
Терполимер, применяемый в настоящих воплощениях, может иметь состав, охватывающий широкий диапазон. В общем случае, количество мономерных звеньев 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты в терполимере может варьировать от примерно 10 до примерно 80% от массы терполимера, а количество мономерных звеньев акриловой кислоты в терполимере может варьировать от примерно 0,1 до примерно 10% от массы терполимера, с остатком, включающим мономерные звенья акриламида. В более предпочтительных воплощениях терполимер может включать от примерно 55 до примерно 65 мас.% мономерных звеньев 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, от примерно 34,9 до примерно 44,9 мас.% мономерных звеньев акриламида и от примерно 0,1 до примерно 10,1 мас.% мономерных звеньев акриловой кислоты. В еще более предпочтительных частных воплощениях, терполимер может включать от примерно 55 до примерно 65 мас.% мономерных звеньев 2акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, от примерно 34,9 до примерно 49,9 мас.% мономерных звеньев акриламида, и от примерно 0,1 до примерно 5,1 мас.% мономерных звеньев акриловой кислоты.
В различных воплощениях количество терполимера в обрабатывающих жидкостях по настоящему изобретению может варьировать от 0,1 до примерно 2,6 мас.% по отношению к массе воды в обрабатывающей жидкости. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество терполимера может варьировать от примерно 0,9 до примерно 2,6 мас.% по отношению к воде в обрабатывающей жидкости. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество терполимера может варьировать от примерно 1,3 до примерно 2,6 мас.% по отношению к воде в обрабатывающей жидкости.
В соответствии с настоящими вариантами осуществления изобретения может быть использовано множество поперечно сшивающих агентов. В некоторых предпочтительных вариантах осуществления изобретения поперечно сшивающий агент может быть ионом металла. Ион металла, пригодный для того, чтобы служить поперечно сшивающим агентом, в настоящих воплощениях может включать, например, ионы титана (IV), ионы циркония (IV), ионы хрома (III), ионы кобальта (III), ионы алюминия (III), ионы гафния (III) и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения поперечно сшивающий агент может включать хлорид циркония или сульфат циркония. В некоторых вариантах осуществления изобретения могут использоваться соединения, высвобождающие ион металла, такие как координационные соединения. В некоторых вариантах осуществления изобретения поперечно сшивающий агент может быть органическим поперечно сшивающим агентом, таким как, например, диамин, дитиол или диол. В некоторых вариантах осуществления изобретения поперечно сшивающий агент может быть, например, сложным полиэфиром, полиалкиленамином (например, полиэтиленимином) или полиалкиленполиамином. Зная о преимуществах настоящего изобретения и зная температуру и химические свойства целевых подземных формаций, средний квалифицированный в данной области специалист будет способен выбрать поперечно сшивающий агент и его количество, подходящие для получения желаемого времени желатинизации и вязкости.
В некоторых вариантах осуществления изобретения могут быть использованы смеси поперечно сшивающих агентов для достижения желаемой скорости поперечного сшивания. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения поперечно сшивающий агент, который обеспечивает меньшую скорость поперечного сшивания, может быть добавлен как замедлитель желатинизации, тогда как в других воплощениях поперечно сшивающий агент, который обеспечивает большую скорость поперечного сшивания, может быть добавлен как ускоритель желатинизации. В некоторых вариантах осуществления изобретения замедлитель желатинизации или ускоритель желатинизации могут соответственно повышать или понижать температуру, при которой происходит желатинизация. В некоторых воплощениях поперечно сшивающий агент, содержащий ион металла, может содержать различные концентрации ацетата и лактата, которые будут определять, будет ли добавленный поперечно сшивающий агент служить
- 5 025616 замедлителем желатинизации или ускорителем желатинизации. Соответствующие количества ионов ацетата и лактата, которые следует добавить к содержащему ион металла поперечно сшивающему агенту, чтобы он служил замедлителем желатинизации или ускорителем желатинизации, могут быть определены путем рутинного эксперимента специалистом, имеющим обычные познания в данной области техники. Другие агенты, которые могут быть добавлены для того, чтобы контролировать скорость и/или температуру желатинизации, могут также включать в себя, например, другие альфа-гидроксикислоты (например, гликолевую кислоту, винную кислоту и т.п.), диолы и полиолы.
В общем, поперечно сшивающий агент присутствует в настоящих обрабатывающих жидкостях в количествах, достаточных, чтобы обеспечить желаемую степень поперечного сшивания терполимера. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество поперечно сшивающего агента может быть достаточным для достижения полного поперечного сшивания, хотя в некоторых вариантах осуществления изобретения неполное поперечное сшивание может быть более предпочтительным. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество поперечно сшивающего агента может составлять по меньшей мере примерно 1 мас.% или выше по отношению к воде в обрабатывающей жидкости. В других воплощениях количество поперечно сшивающего агента может быть по меньшей мере примерно 0,9 мас.% или выше по отношению к воде в обрабатывающей жидкости. В еще одних других воплощениях количество поперечно сшивающего агента в обрабатывающей жидкости может быть по меньшей мере примерно 0,8 мас.% или выше по отношению к воде в обрабатывающей жидкости. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество поперечно сшивающего агента может варьировать от примерно 1 до примерно 2 мас.% по отношению к воде в обрабатывающей жидкости или от примерно 1 до примерно 1,6 мас.% по отношению к воде в обрабатывающей жидкости.
С целью сформировать гель, имеющий подходящую термостабильность и профиль вязкости, отношение количеств терполимера и поперечно сшивающего агента поддерживают на уровне примерно 10:1. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество терполимера к поперечно сшивающему агенту может поддерживаться на уровне примерно 6:1. В некоторых вариантах осуществления изобретения отношение концентрации терполимера к концентрации поперечно сшивающего агента может варьировать от примерно 6:1 до примерно 2:1. В других воплощениях отношение концентрации терполимера к концентрации поперечно сшивающего агента может находиться в диапазоне от примерно 6:1 до примерно 1:1.
В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут иметь рН в диапазоне от примерно 3 до примерно 6 до того, как происходит формирование геля. В других воплощениях обрабатывающие жидкости могут иметь рН в диапазоне от примерно 3 до примерно 5. В других воплощениях обрабатывающие жидкости могут иметь рН в диапазоне от примерно 4,2 до примерно 4,8. В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут дополнительно включать буфер для поддержания рН обрабатывающей жидкости в желаемом диапазоне, включая любой из вышеуказанных диапазонов. Если он используется, буфер следует выбирать таким образом, чтобы он не мешал формированию геля в подземной формации. В различных воплощениях концентрация буфера может варьировать от примерно 0,1 до примерно 1 мас.% от массы обрабатывающей жидкости. В некоторых вариантах осуществления изобретения рН обрабатывающей жидкости может быть дополнительно скорректирован с помощью рН-модифицирующего агента, такого как, например, кислота или основание. Причины, по которым следует корректировать рН обрабатывающей жидкости, могут включать, например, корректировку скорости гидратации терполимера, активацию поперечно сшивающего агента, улучшение свойств геля, образованного терполимером, корректировку скорости желатинизации терполимера, и любые их сочетания. Вдобавок, рН обрабатывающей жидкости может влиять на скорость, с которой разрушители, в частности разрушители замедленного высвобождения, способны разрушать гель, образованный терполимером.
В высокотемпературных формациях, имеющих температуру примерно 280°Р (137,8°С) или выше, настоящие обрабатывающие жидкости могут подвергаться желатинизации простым экспонированием при температуре формации. В подземных формациях, имеющих температуру от примерно 200°Р (93,33°С) до примерно 275°Р (135°С), может быть более желательно и зачастую необходимо увеличить скорость желатинизации введением в состав поперечно сшивающего агента как ускорителя желатинизации. При тех низких температурах скорость желатинизации может быть или очень незначительной, или гель может не сформироваться. Растворы двухвалентных солей, в отличие от растворов одновалентных солей, иногда могут быть несовместимыми с терполимером из-за преципитации и из-за других проблем, связанных с нестабильностью, особенно учитывая, что температура формации приближается к 300°Р (148,9°С) и превышает ее. В этих условиях гель может претерпеть механическое разрушение на протяжении очень короткого промежутка времени в присутствии двухвалентного солевого раствора. При более низких температурах формации (например, меньше чем примерно 250°Р (121,1°С)), однако, двухвалентные солевые растворы могут успешно использоваться с терполимером, при этом не происходит существенной преципитации. Как было ранее отмечено, поперечное сшивание может быть крайне замедленным, вплоть до его отсутствия, при этих более низких температурах. Применение в этих воплощениях ускорителя желатинизации для ускорения поперечного сшивания может позволить применение рас- 6 025616 творов двухвалентных солей.
В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие способы могут включать разрушение геля в подземном образовании, в наиболее типичном случае - после того, как гель пробудет в подземной формации на протяжении по меньшей мере одних суток. В некоторых вариантах осуществления изобретения обрабатывающая жидкость может быть получена таким образом, что гель разрушается при температуре формирования через желаемый промежуток времени. Таким образом, в этих воплощениях гель может быть разрушен как без добавления разрушителя, так и с его добавлением в обрабатывающую жидкость. Зная температуру и химические свойства подземной формации и преимущества настоящего изобретения, специалист, имеющий обычные познания в данной области, будет способен подобрать состав обрабатывающей жидкости, имеющей желаемое время разрушения.
В других воплощениях настоящий способ может дополнительно включать обработку геля разрушителем. В некоторых вариантах осуществления изобретения разрушитель может быть добавлен к гелю в составе отдельной обрабатывающей жидкости. Специалисту, обладающему обычными познаниями в данной области, хорошо известно широкое множество подходящих разрушителей. В некоторых вариантах осуществления изобретения разрушитель может представлять собой окислитель, например натрия бромат, натрия хлорат или магния диоксид. В некоторых вариантах осуществления изобретения разрушитель может включать обрабатывающую жидкость, имеющую рН примерно 7 или выше, которая может заставлять гели, образованные настоящей обрабатывающей жидкостью, оседать. В некоторых вариантах осуществления изобретения разрушитель может присутствовать в обрабатывающей жидкости как разрушитель замедленного высвобождения. В некоторых вариантах осуществления изобретения для замедленного высвобождения разрушитель может быть получен в инкапсулированном виде в материале, который слабо растворим или слабо деградирует в обрабатывающей жидкости или в сформированном ей геле. Примеры материалов, которые могут применяться для инкапсулирования, включают пористые материалы (например, преципитированные диоксид кремния, оксид алюминия, цеолиты, глины, гидротальциты, и т.п.), этиленпропилендиеновый каучук, поливинилиден хлорид, полиамиды, полиуретаны, поперечно сшитые и частично гидролизованные акрилатные полимеры и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения деградируемые полимеры могут использоваться, чтобы инкапсулировать разрушитель. В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящий для использования в настоящих обрабатывающих жидкостях разрушитель может представлять собой νΐί'ΌΝ РВ выпускаемый НаШЬигΐοη Еиегду §егу1ее8 (Хэлибёртен Енэджи Сёвисиз).
В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут использоваться в подземных формациях, имеющих температуру до примерно 400°Р (204,4°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземной формации, имеющих температуру до примерно 350°Р (167,7°С). настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру до примерно 320°Р (160°С). настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 100°Р (37,78°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 150°Р (65,56°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 200°Р (93,33°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 250°Р (121,1°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 275°Р (135°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 300°Р (148,9°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения настоящие обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 320°Р (160°С) до примерно 350°Р (167,7°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения обрабатывающие жидкости могут применяться в подземных формациях, имеющих температуру от примерно 300°Р (148,9°С) до примерно 400°Р (204,4°С).
В зависимости от функции, которую выполняет настоящая жидкость для обработки, специалист, обладающий обычными познаниями в данной области, будет способен определить подходящую продолжительность времени, на протяжении которого гель необходимо оставить в подземной формации, прежде чем его разрушить. В некоторых вариантах осуществления изобретения гели, сформированные обрабатывающими жидкостями в соответствии с настоящим изобретением, могут быть разрушены после того, как они находились в подземной формации по меньшей мере на протяжении одних суток. В некоторых вариантах осуществления изобретения гель может быть разрушен по меньшей мере после двух суток в подземной формации, или по меньшей мере после трех суток в подземной формации, или по меньшей мере после четырех суток в подземной формации, или по меньшей мере после пяти суток в подземной формации, или по меньшей мере после семи суток в подземной формации, или по меньшей мере после
- 7 025616 десяти суток в подземной формации, или по меньшей мере после пятнадцати суток в подземной формации, или по меньшей мере после двадцати суток в подземной формации, или по меньшей мере после двадцати пяти суток в подземной формации, или по меньшей мере после тридцати суток в подземной формации. В некоторых вариантах осуществления изобретения гель может быть разрушен после пребывания в подземной формации на протяжении периода времени, варьирующего от примерно одних суток до примерно двух суток, или от примерно двух суток до примерно трех суток, или от примерно трех суток до примерно четырех суток, или от примерно четырех суток до примерно пяти суток, или от примерно пяти суток до примерно семи суток, или от примерно семи суток до примерно десяти суток, или от примерно десяти суток до примерно пятнадцати суток, или от примерно пятнадцати суток до примерно двадцати суток, или от примерно двадцати суток до примерно тридцати суток. В некоторых вариантах осуществления изобретения вышеуказанные диапазоны представляют собственную скорость разрушения геля, без добавления внешнего разрушителя. В других вариантах осуществления изобретения вышеуказанные диапазоны представляют время, на протяжении которого желатинизированное состояние остается интактным в подземной формации, до того как гель будет разрушен с помощью внешнего разрушителя.
В некоторых подземных операциях может быть желательно оставить гель в подземной формации на более короткий период времени. В некоторых вариантах осуществления изобретения гели, образованные настоящими обрабатывающими жидкостями, могут оставлять в подземной формации на протяжении менее чем одних суток. Например, гели могут оставлять в подземной формации на протяжении примерно 16 ч или меньше, или примерно 14 ч или меньше, или примерно 12 ч или меньше, или примерно 10 ч или меньше, или примерно 8 ч или меньше, или примерно 6 ч или меньше, или примерно 4 ч или меньше, или примерно 2 ч или меньше, до того, как гель будет разрушен.
В некоторых вариантах осуществления изобретения описанные здесь жидкости могут включать стабилизатор геля, такой как, например, один или более антиоксидант. Если температура формирования высокая и/или если гель, сформированный обрабатывающей жидкостью, оставляют в подземной формации на протяжении продолжительного периода времени, может быть особенно выгодно включить в обрабатывающую жидкость один или более антиоксидантов, чтобы сохранить реологическую и химическую стабильность геля. В некоторых вариантах осуществления изобретения другие полезные эффекты от включения антиоксиданта могут также реализовываться. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения может быть изменена степень поперечного сшивания путем включения или исключения определенных антиоксидантов. Если степень поперечного сшивания изменена путем включения или исключения антиоксиданта, отношение терполимера к поперечно сшивающему агенту может быть установлено, если нужно, так, чтобы добиться желаемой степени поперечного сшивания геля.
В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящие антиоксиданты могут включать, например, соли - сульфиты (например, натрия сульфит), аскорбиновую кислоту, эриторбовую кислоту, гидрохинон, любую их соль, любое их производное или любую их комбинацию. Другие подходящие антиоксиданты могут быть предвидены лицом, квалифицированным в данной области техники. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения другие подходящие антиоксиданты могут включать дубильную кислоту, галловую кислоту, пропилгаллат, тиолы и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения определенные антиоксиданты могут вызывать собственную деградацию при увеличенном времени пребывания в высокотемпературных подземных формациях. В некоторых вариантах осуществления изобретения антиоксидант, содержащий аскорбиновую кислоту, эриторбовую кислоту, любые их соли, любые их производные, или любые их комбинации, могут быть дополнительно комбинированы с гидроксиламином для дальнейшего увеличения их термостабильности. В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящее гидроксиламиновое соединение для применения в высокотемпературных подземных формациях может представлять собой изопропилгидроксиламин. Было обнаружено, что в случае необходимости могут быть использованы и другие гидроксиламиновые соединения, вместо изопропилгидроксиламина. В целом, предполагается, что любое гидроксиламиновое соединение с молекулярной массой менее 400 может быть использовано в настоящих воплощениях. Если используется, соотношение гидроксиламинового соединения к аскорбиновой кислоте и/или эриторбовой кислоте, или их солям или производным, может варьировать от примерно 1:1 до примерно 3:1. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидроксиламиновое соединение и аскорбиновая кислота и/или эриторбовая кислота, или их соли или производные могут быть смешаны в водной жидкости.
В дополнение к нижеследующим материалам, в некоторых вариантах осуществления изобретения может быть также желательно присутствие в жидкости для обработки других компонентов. Такие дополнительные компоненты могут включать, без ограничения, материалы, содержащие частицы, волокнистые материалы, закупоривающие агенты, утяжеляющие агенты, расклинивающие агенты, гравий, ингибиторы коррозии, катализаторы, стабилизаторы глин, биоциды, бактерициды, уменьшители трения, газы, поверхностно-активные вещества, солюбилизаторы, соли, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, пенообразователи, вещества, препятствующие пенообразованию, агенты, контролирующие содержание железа и т.п.
Для лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Эти примеры не следует рассматривать как ограничивающие
- 8 025616 или определяющие объем настоящего изобретения.
Пример 1. Приготовление желатинизируемых жидкостей, включающих терполимер из мономерных звеньев 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты.
Обрабатывающие жидкости настоящего примера были получены в солевом растворе №Вг. разведенном деионизированной водой так, чтобы в общем случае, если не отмечено иное, получить плотность солевого раствора 12,24 фунтов/гал (1467 кг/м3). Смесь, содержащую 50 мас.% дисперсии терполимера натриевой соли 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты в минеральном масле, получали добавлением терполимера к солевому раствору при быстром перемешивании, с получением желаемой концентрации терполимера. Терполимер становился полностью гидратированным в течение 60 с, при приложении от слабого до умеренного сдвига. Следили, чтобы избыточный воздух не попал в смесь, поскольку пузыри воздуха в желатизированной обрабатывающей жидкости могут облегчать окислительную деградацию во время высокотемпературного старения (см. ниже).
После того, как произошла гидратация полимера, доводят рН обрабатывающей жидкости до примерно 3 путем добавления к обрабатывающей жидкости 0,45 об.% 15 мас./об.%-раствора сульфаминовой кислоты. Затем различные количества СЬ-40 (композиция 2т(1У)-поперечно сшивающего агента, содержащего 70-90% активного поперечно сшивающего агента, производимая НаШЪийои Еиегду δβτνίεβδ) добавляли к обрабатывающим жидкостям, с последующим варьированием количеств дополнительных добавок, таких как натрия эриторбат, натрия эриторбат/изопропилгидроксиламин, натрия сульфит и/или гидрохинон. После того, как добавлены все компоненты, второй раз доводят рН добавлением 15 мас./об.%-раствора сульфаминовой кислоты, чтобы получить итоговый рН в диапазоне от 4,2 до 4,8, если не указано иное. Составы обрабатывающих жидкостей, приготовленные в соответствии с настоящими примером, суммированы в табл. 1, приведенной ниже. Концентрации поперечно сшивающего агента, приведенные в табл. 1, указывают скорее на концентрации композиции поперечно сшивающего агента, чем концентрации активного поперечно сшивающего агента. Вычисленное отношение концентраций терполимера и поперечно сшивающего агента основывается скорее на количестве композиции поперечно сшивающего агента, чем на концентрации активного поперечно сшивающего агента.
Таблица 1
Составы обрабатывающих жидкостей 2
Жидкость для обработки О. ф ε ξ * о ю с о о. > Ф ΙΟ н о Попереч но- сшивающий агент, об./об.% Отношение концентраций терполимер/попереч но-сшивающий агент Установленный рН Натрия эриторбат, масс./об.% < I Ш (0 к Έ. Й 1. I о Другое
1 1,5 0,19 8 3,39 0,11 - -
2 1,5 0,17 9 3,26 0,11 - -
3 1,5 0,15 10 3,96 0,11 - -
4 3,0 0,3 10 3,46 0,11 - -
5 3,0 0,33 8 3,96 0,11 - -
6 3,0 0,22 9 4,03 0,11 - -
7 2,25 0,22 10 3,42 0,11 - -
8 3,0 0,15 20 3,74 0,11 - -
9 3,0 0,10 30 3,65 0,11 - -
10 3,0 0,3 10 4,01 0,11 - -
11 3,0 0,3 10 2,18 0,11 Лимонная кислота (1 ррь4)
12 3,0 0,43 7 4,38 0,11 - -
13 3,0 0,5 6 4,69 0,11 - -
14 3,0 0,5 6 3,18 0,3 - -
15 3,0 0,5 6 3,18 0,6 - -
16 3,0 0,5 6 3,18 0,9 - -
17 3,0 0,5 6 3,18 0,11 гидрохинон (1 РРЬ)
- 9 025616
18 3,0 0,5 6 3,18 0,11 гидрохинон (3 ррЬ)
19 3,0 0,75 4 2,8 0,11 - -
20 3,0 0,75 4 4,12 0,11 (2 РРЬ) -
21 3,0 1,5 2 3,12 0,11 - -
22 3,0 1,5 2 3,12 0,6 - -
23 3,0 1,5 2 3,12 0,11 (2 РРЬ) -
24 3,0 1,5 2 3,12 0,11 гидрохинон (2 ррЬ)
25 3,0 1,5 2 3,12 0,11 - -
26 3,0 1,5 2 3,12 0,6 гидрохинон (2 ррЬ)
27 3,0 1,5 2 - 0,11 - -
28 3,0 0,5 6 3,81 0,11 (2 РРЬ) сульфит натрия (1 ррЬ)
29 3,0 0,75 4 4,12 0,11 (2 ррЬ) сульфит натрия (1 ррЬ)
30 3,0 1,0 3 3,71 0,11 (2 РРЬ) сульфит натрия (1 ррЬ)
31 2,0 0,5 4 4,18 (2 РРЬ) сульфит натрия (1 ррЬ)
32 2,0 0,75 2,6 3,6 (2ррЬ) сульфит натрия (1 ррЬ)
33 2,0 1,0 2 3,1 (2 РРЬ) сульфит натрия (1 ррЬ)
34 3,0 1,0 3 3,8 (1 РРЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
35 3,0 1,0 3 3,8 0,3 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5
- 10 025616
РРЬ)
36 3,0 0,95 3,15 5,35 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
37 3,0 0,9 3,3 5,55 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
38 3,0 0,85 3,5 5,6 (1 РРЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
39 3,0 0,95 3,15 4,6 (1 РРЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
40 3,0 0,9 3,3 4,55 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
41 3,0 0,85 3,5 4,75 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5 РРЬ)
42 3,0 0,75 4 4,06 (1 ррЬ) сульф-ит натрия (0,5 РРЬ)
43 3,0 0,65 4,6 3,97 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
44 3,0 0,55 5,4 3,88 (1 ррЬ) сульфит натрия (0,5 ррЬ)
45 3,0 1,2 2,5 5,64 (1,4 ррЬ) сульфит натрия (1,4 ррЬ)
46 3,0 1,0 3 4,98 (0,5 ррЬ} сульфит натрия (0,5 ррЬ)
47 3,0 1,0 3 4,85 (0,5 ррЬ) сульфит натрия (0,5
РРЬ)
48 3,0 1,0 3 4,75 (0,5 ррЬ)
49 3,0 1,0 3 4,75 (0,5 ррЬ)
1 Все обрабатывающие жидкости получены в 12,4 фунт/баррель (35,34 кг/м3) солевом растворе ЫаВг, за исключением обрабатывающих жидкостей № 1-3, которые были получены в
12,0 фунт/баррель (34,2 кг/м3) солевом растворе ИаВг.
2 Некоторые обрабатывающие жидкости в табл. 1 воспроизводят составы, используемые для сравнительного исследования, описанного ниже.
3 ΙΡΗΑ = изопропилгидроксиламин.
4 ррЬ = фунт/баррель.
Пример 2. Желатинизация жидкостей для обработки.
Перед желатинизацией обрабатывающие жидкости, полученные в соответствии с вышеописанным, оставляли в покое на ночь или помещали в условия пониженного давления для уменьшения содержания захваченного ими воздуха. Затем аликвоты обрабатывающих жидкостей переносили в стеклянные сосуды и помещали для изучения термостабильности в ячейки автоклава из нержавеющей стали, которые затем запечатывали и несколько раз продували газообразным азотом до достижения давления 500 фунт/дюйм2 (3447 кПа) и нагревали в печи при 320°Р (160°С), чтобы способствовать желатинизации.
- 11 025616
После заранее заданного времени старения ячейки вынимали из печи, быстро остужали, разгерметизировали и открывали. Каждый образец исследовали качественно, оценивая вязкость геля и другие свойства, переворачивая сосуд на бок и вверх дном и отмечая сопротивление геля текучести. Фиг. 1А-1АА представляют фотографии некоторых обрабатывающих жидкостей по примеру 1 после старения при 320°Р (160°С). Фотографии предоставляют качественное измерение стабильности геля, сформированного при выдерживании в высокотемпературных условиях.
Обрабатывающие жидкости № 1-3, в которых отношение концентрации терполимера к концентрации поперечно сшивающего агента было больше 10, не формировали гелей в солевом растворе с содержанием №Вг 12,4 фунтов/баррель (35,34 кг/м3). В интервале отношений терполимер:поперечно сшивающий агент от 10:1 до 4:1 формировались гели прогрессивным образом увеличивающейся силы (обрабатывающие жидкости № 5, 6, 12 и 13). При отношении терполимер:поперечно сшивающий агент 4:1 наблюдали некоторый незначительный синерезис (обрабатывающая жидкость № 19). При отношении терполимер:поперечно сшивающий агент, равном 2:1, наблюдался даже более высокий уровень синерезиса (обрабатывающая жидкость № 21).
Когда условия для формирования геля были установлены, внимание было обращено к приданию гелям дополнительной термостабильности. С этой целью к обрабатывающим жидкостям добавляли различные количества натрия эриторбата/изопропилгидроксиламина, гидрохинона и/или натрия сульфита. При исследуемых концентрациях добавление этих антиоксидантов к обрабатывающим жидкостям существенно не препятствует формированию гелей. Удаление из обрабатывающей жидкости натрия эриторбата как единственного компонента, однако, оказывает глубокое воздействие на формирование геля. Как показано для обрабатывающих жидкостей № 31-33, синерезис драматически усиливается после удаления натрия эриторбата как единственного компонента. Предполагается, что натрия эриторбат может препятствовать реакции поперечного сшивания, с получением более низкой плотности поперечного сшивания. При более низких концентрациях натрия эриторбата, в частности, в комбинации с другими стабилизаторами геля, такими как изопропилгидроксиламин, влияние плотности поперечного сшивания может быть менее существенным. Подобное поведение, сопровождающееся синерезисом, было показано для обрабатывающих жидкостей № 39-41, где количество терполимера было увеличено и где отношение концентраций терполимера и поперечно сшивающего агента выдерживали в диапазоне от 3,15 до 3,5, а количества натрия эриторбата/изопропилгидроксиламина и/или натрия сульфит были уменьшены. Уменьшение количества поперечно сшивающего агента до 0,75 мас.% в обрабатывающей жидкости № 42 приводило к уменьшению синерезиса, однако дальнейшее уменьшение поперечно сшивающего агента неблагоприятным образом уплотняло гель (обрабатывающие жидкости № 43 и 44).
Благоприятные эффекты рН в диапазоне от 4,2 до 4,8 иллюстрируются обрабатывающими жидкостями № 39-41 в сравнении с обрабатывающими жидкостями № 36-38, которым они идентичны за исключением того, что для обрабатывающих жидкостей № 36-38 повторно доводили рН. Соответственно, эти последние обрабатывающие жидкости [№ 36-38] имели уровень рН в диапазоне от 5,35 до 5,6. Как представлено на фиг. 1§-1И, обрабатывающие жидкости № 36-38 образовывали гели значительно худшего качества.
Пример 3. Реологические измерения обрабатывающих жидкостей.
Реологические измерения выполнялись для некоторых обрабатывающих жидкостей из примера 1 с использованием считывающего ротационного вискозиметра Фанна. Реологические измерения выполняли при 120°Р (48,89°С) при 600, 300, 200, 100, 6 и 3 об/мин (оборотах в минуту). Показания ротационного вискозиметра Фанна 35 и полученные пластическая вязкость (РУ) и предел текучести (ΥΡ) приведены в табл. 2 ниже. РУ представляет собой угол наклона линии, проведенной между 600 и 300 об/мин. ΥΡ представляет собой график зависимости от скорости вращения, экстраполированный к 0 об/мин (т.е. до пересечения с осью у).
- 12 025616
Таблица 2
Ротационный вискозиметр Фанна 35
Обрабатывающая жидкость Желатинизировал ась? Синерезис? 600 об/мин. 300 об/мин 200 об/мин. 100 об/мин. 6 об/мин. 3 об/мин > 0. 0_ >
1 Нет 55 38 30 20 5 5 17 21
2 Нет ... 57 38 32 20 5 4 19 19
3 Нет ... 55 38 30 20 8 6 17 21
4 Да Нет 260 200 180 140 100 75 60 140
5 Да Нет 165 115 95 70 25 25 50 65
6 Да Нет 130 110 90 70 20 15 20 90
7 Нет ... 100 65 50 35 15 15 35 30
8 Нет ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9 Нет ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10 Да Нет ... ... ... ... ... ... ...
11 Нет ... ... ... ... ... ... ... ... ...
12 Да Нет 140 120 100 70 20 15 20 100
13 Да Нет ... ... ... ... ... ... ...
14 Да Нет ... ... ... ... ... ... ...
15 Да Нет ... ... ... ... ... ... —
16 Да Нет ... ... ... ... ... ... ... ...
17 Да Нет ... ... ... ... ... ... ... ...
18 Да Нет ... ... ... ... ... ... ... ...
19 Да Слегк а ... — ... ... — ... ... —
20 Да Н/опр. 140 130 120 110 45 40 10 120
21 Да Да ... ... ... ... ... ... ... ...
22 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
23 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
24 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
25 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
26 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
27 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
28 Да Н/опр. 130 90 70 30 10 8 40 30
29 Да Н/опр. 145 90 75 30 12 10 55 35
30 Да Н/опр. 120 80 70 45 10 8 40 40
31 Да Да 75 50 40 25 5 3 35 15
32 Да Да 110 80 70 20 10 50 30 50
33 Да Да 90 65 53 20 15 6 25 40
34 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
35 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
- 13 025616
36 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
37 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
38 Да Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
39 Да Да ... ... ... ... ... ... ... ...
40 Да Да ... ... ... ... ... ... ... ...
41 Да? Да ... ... ... ... ... ... ... ...
42 Да? Слегк а — ... ... ... — ... — ...
43 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
44 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
45 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
46 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
47 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
48 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
49 Да? Н/опр. ... ... ... ... ... ... ... ...
Н/опр. = не определялся.
Из обрабатывающих жидкостей, вязкость которых была измерена, предел текучести был в целом хуже среди жидкостей, которые содержали натрия сульфит в качестве дополнительного стабилизатора геля.
Пример 4. Кинетика формирования геля.
Чтобы убедиться, что скорость желатинизации обрабатывающей жидкости достаточна для того, чтобы позволить легкое введение в подземную формацию, оценивали визуально желатинизацию при различной продолжительности желатинизации при 320°Р (160°С). Фиг. 2Ά-2Ό представляют серии фотографий, иллюстрирующих желатинизацию обрабатывающей жидкости № 12 при различной продолжительности старения при 320°Р (160°С). Фиг. 3Ά-3Ε представляют серии фотографий, иллюстрирующих желатинизацию обрабатывающей жидкости № 20 при различной продолжительности старения при 320°Р (160°С). Как показано на фиг. 2В и 2С, после 4 и 6 ч нагревания был получен фирменный гель, однако после 16 ч нагревания произошло некоторое уменьшение вязкости, как показано на фиг. 2Ό. Аналогичные результаты были получены для обрабатывающей жидкости № 20 (см. фиг. 3Ά-3Ε), в которой использовали натрия эриторбат/изопропилгидроксиламин.
Повышение концентрации натрия эриторбата в обрабатывающих жидкостях № 14-16 позволило получить гель, обладающий лучшей долгосрочной термостабильностью. Фиг. 4А-4С представляют фотографии гелей, образованных обрабатывающими жидкостями № 14-16 после статического старения на протяжении 3 при 320°Р (160°С). Как показано на фиг. 4А-4С, обрабатывающие жидкости оставались в желатинизированном состоянии, в отличие от случаев, когда использовались более низкие концентрации натрия эриторбата (см. фиг. 2Ό). Гели оставались достаточно вязкими после 3 дней статического старения, чтобы выдержать свой собственный вес, будучи перевернутыми. После статического старения на протяжении 2 дополнительных дней наблюдались некоторые потери вязкости. Фиг. 5А-5С представляют фотографии гелей, образованных обрабатывающими жидкостями № 14-16 после статического старения на протяжении 5 дней при 320°Р (160°С).
Добавление гидрохинона к обрабатывающим жидкостям № 17 и 18 дополнительно улучшило свойства долгосрочного статического старения гелей, образованных из обрабатывающих жидкостей. Фиг. 6Ά и 6В показывают фотографии гелей, образованных обрабатывающими жидкостями № 17 и 18 после статического старения на протяжении 5 дней при 320°Р (160°С). Как показано на фиг. 6Ά и 6В, гидрохинон дополнительно улучшал стабильность геля, и гели были способны выдерживать собственный вес, будучи перевернуты. Не ограничиваясь какой-либо теорией или механизмом, предполагают, что повышенная стабильность геля вызвана уменьшением радикал-индуцированного разрыва полимерных цепей в присутствии гидрохинона - уловителя свободных радикалов.
Попытки активного удаления воздуха, захваченного гелями, также привели к улучшенной стабильности геля. Обрабатывающие жидкости № 21 и 25 имели, по существу, идентичные составы. Когда эти обрабатывающие жидкости были желатинизированы, были предприняты все предосторожности, чтобы исключить захваченный воздух из обрабатывающей жидкости № 25 при перемешивании. После статического старения при 320°Р (160°С) на протяжении 5 суток обрабатывающая жидкость № 25 имела при визуальном осмотре существенно лучшие свойства геля, причем не требовалось никаких существенных усилий, чтобы исключить захваченный воздух.
Фиг. 7Ά-7Ό представляют фотографии гелей, сформированных обрабатывающей жидкостью № 34 после статического старения в течение 20 дней при 320°Р (160°С), где каждая последующая фотография отражает дополнительные 5 суток статического старения. Для такого эксперимента по статическому выдерживанию из состава обрабатывающей жидкости был исключен натрия эриторбат, ввиду его способности ингибировать поперечное сшивание. Вдобавок, были предприняты меры предосторожности, чтобы
- 14 025616 предотвратить захват воздуха гелем. Как показано на фиг. 7Ά-7Ό, гель сохранял свою вязкость в течение более 20 суток статического старения. Некоторый синерезис был нагляден после 5 и 10 суток статического старения (фиг. 7В и 7С).
Фиг. 8 представляет фотографии гелей, сформированных обрабатывающей жидкостью № 35 после 15 суток статического старения при 320°Р (160°С). Обрабатывающая жидкость № 35 имела тот же состав, что и обрабатывающая жидкость № 34, за исключением того, что в состав обрабатывающей жидкости № 35 был включен натрия эриторбат (1 фунт/баррель (2,85 кг/м3)). Как продемонстрировано на фиг. 8, на силу геля, образованного обрабатывающей жидкостью № 35, слегка повлияло включение натрия эриторбата, однако долгосрочная стабильность геля изменилась, по-видимому, лишь минимально.
Пример 5. Измерения статической потери жидкости обрабатывающими жидкостями.
С обрабатывающими жидкостями выполняли исследование статической потери жидкости, используя фильтр-пресс с высокой температурой и высоким давлением. Использовали количество обрабатывающей жидкости, достаточное для того, чтобы полностью покрыть 10 мкм алокситовый диск до толщины примерно 1 дюйм (2,54 см). Фильтр-пресс затем герметично закрывали, повышали давление до 500 футов/дюйм2 (3447 кПа) и нагревали до 320°Р (160°С) в течение 16 ч, чтобы укрепить гель. Затем фильтр-пресс охлаждали, разгерметизировали, открывали и гель осматривали, чтобы определить консистенцию. К гелям, которые при визуальном осмотре были признаны удовлетворительными, медленно добавляли сверху примерно 75 мл солевого раствора с содержанием №Вг 12,5 фунтов/баррель (35,625 кг/м3) и с рН примерно 4. Затем фильтр-пресс герметично закрывали и повышали давление до 100 футов/дюйм2 (689,5 кПа) с помощью азота. Инициировали протекание через гель и регистрировали объем собранной жидкости как функцию времени (при комнатной температуре).
Фиг. 9 представляет иллюстративный график потери жидкости как функции от времени для обрабатывающих жидкостей, имеющих различные соотношения терполимера к поперечно сшивающему агенту и различные концентрации терполимера, где гель выдерживали в течение 16 ч при 320°Р (160°С). Потери жидкости для типичного геля на основе гуаровой смолы также представлены для сравнения. Как показано на фиг. 9, все гели по настоящему изобретению на основе терполимера показали существенно фильтрационную способность в сравнении с традиционными гелями на основе гуаровой смолы. Дополнительно, наблюдалась небольшая разница в производительности настоящих гелей, основываясь на плотности их поперечного сшивания, как это подтверждается на примере сходного осуществления фильтрации с использованием гелей, сформулированных с использованием различных соотношений терполимера и поперечно сшивающего агента. Вдобавок, при исследуемых концентрациях терполимера была лишь небольшая разница при выполнении фильтрации, хотя обрабатывающие жидкости, имеющие более высокую концентрацию терполимера, показали лучшие результаты.
Когда гель выдерживали в течение 72 ч при 320°Р (160°С), наблюдалось некоторое уменьшение свойств потери жидкости. Фиг. 10 показывает иллюстративный график потери жидкости как функцию времени для обрабатывающей жидкости, где гель выдерживали в течение 72 ч при 320°Р (160°С). Для обрабатывающей жидкости № 30 наблюдались свойства потери жидкости как показано на фиг. 10. Как показано на фиг. 10, приемлемые свойства потери жидкости все еще наблюдались после длительного старения геля, хотя потери жидкости в количественном выражении увеличивались по сравнению с более короткими периодами старения. Например, спустя первые 6 ч наблюдалось примерно в 3 раза более высокая потеря жидкости. В течение первых 15 мин наблюдалась быстрая потеря жидкости с последующим уменьшением скорости потери жидкости. Поскольку потерю жидкости измеряли в течение даже большего промежутка времени, скорость потери жидкости начала замедляться лишь после примерно 48 ч.
Пример 6. Коррозионные испытания обрабатывающих жидкостей.
Так как обрабатывающие жидкости были получены при кислых рН, коррозионные испытания выполняли, используя симулированные скважинные условия. Коррозионные испытания проводили в течение 7 дней при 350°Р (176,7°С), используя в качестве металлического субстрата пластины из углеродистой стали или пластины из хромистой стали № 13. Измеренная скорость коррозии углеродистой стали для репрезентативной обрабатывающей жидкости, имеющей рН в диапазоне от 4,2 до 4,8 была равна 21,4 мил/год (54,356 мкм/год). Измеренная скорость коррозии хромистой стали 13 в тех же условиях составила 0,0039 мил/год (0,09906 мкм/год).
Кроме того, поскольку ионы железа способны катализировать свободно-радикальную деградацию полимеров на основе акриламида, стабильность гелей, образуемых обрабатывающими жидкостями в соответствии с настоящим изобретением, оценивали в присутствии пластин из углеродистой стали. Для этих серий экспериментов включали в состав обрабатывающих жидкостей натрия сульфит в качестве дополнительного уловителя ионов железа. Фиг. 11Ά-11Ό представляют фотографии гелей, сформированных обрабатывающими жидкостями № 46-49 после статического старения на протяжении 24 ч при 320°Р (160°С) в присутствии пластин из углеродистой стали. Как показано на фиг. 11Ά-11Ό, ни пластины из углеродистой стали, ни натрия сульфит, по-видимому, существенно не изменяют желатинизацию обрабатывающей жидкости.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения результатов и преимуществ, указанных здесь, а также тех результатов и преимуществ, которые ему присущи. Конкретные
- 15 025616 варианты осуществления изобретения, описанные выше, являются исключительно иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и применено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов, квалифицированных в данной области техники, преимущественно излагаемыми здесь. Более того, нет никаких ограничений, касающихся деталей конструкции или конструкции, показанных здесь, кроме тех, что приведены в пунктах формулы. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены, комбинированы или модифицированы, и все такие варианты считаются входящими в объем и замысел настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно раскрытое здесь соответствующим образом, может быть осуществлено при отсутствии любого элемента, не описанного специально выше, а также при отсутствии любого раскрытого здесь возможного элемента. Если композиции или способы описаны в терминах содержащий или включающий различные компоненты или этапы, композиции или способы могут также по существу состоять из или состоять из различных компонентов или этапов. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут варьировать до некоторой степени. Всякий раз, когда раскрыт числовой диапазон, имеющий нижний и верхний пределы, любое число и любой включенный в него диапазон также раскрыты. В частности, каждый раскрытый здесь диапазон значений (в форме от примерно а до примерно Ъ, или, то же самое, от примерно а до Ъ, или, то же самое, примерно а-Ъ) следует понимать как описывающий каждое число и каждый диапазон как включенный в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины, используемые в формуле, имеют свой обычный, общепринятый смысл, если иное явно и четко не определено патентовладельцем. Более того, термины в единственном числе, как они используются в формуле, означают один или более чем один элемент, который они означают. При наличии какого-либо конфликта в использовании слов или терминов в настоящем описании и в одном или более патентов или других документов, включенных сюда путем ссылки, должны быть приняты определения, соответствующие настоящему описанию.

Claims (4)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки подземной формации, включающий обеспечение обрабатывающей жидкости, включающей водный жидкий носитель, поперечносшивающий агент, стабилизатор геля для поперечно-сшитого геля и терполимер, включающий мономерные звенья 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты, или любых их солей, где стабилизатор геля содержит гидроксиламин;
    введение обрабатывающей жидкости в подземную формацию;
    обеспечение формирования геля обрабатывающей жидкостью в подземной формации, при этом гель включает поперечно-сшитый гель, образованный в результате реакции между указанным терполимером и указанным поперечно сшивающим агентом;
    разрушение геля по меньшей мере через одни сутки его пребывания в подземной формации.
  2. 2. Способ по п.1, где температура подземной формации составляет от 275°Р (135°С) до 350°Р (176,7°С).
  3. 3. Способ по п.1, где стабилизатор геля дополнительно включает антиоксидант, выбранный из группы, состоящей из сульфитной соли, эриторбовой кислоты, аскорбиновой кислоты, гидрохинона, любой их соли или любой их комбинации.
  4. 4. Способ по п.1, где соотношение концентрации терполимера к концентрации поперечносшивающего агента составляет от 1:1 до 6:1.
EA201490665A 2011-11-16 2012-10-09 Способы обработки скважин с использованием желатинизируемых жидкостей для обработки, имеющих длительную термическую стабильность желатинизированного состояния EA025616B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/297,663 US8955587B2 (en) 2011-11-16 2011-11-16 Well completion methods using gellable treatment fluids having long term thermal stability of the gelled state
PCT/US2012/059272 WO2013074217A1 (en) 2011-11-16 2012-10-09 Well treatment methods using gellable treatment fluids having long term thermal stability of the gelled state

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201490665A1 EA201490665A1 (ru) 2014-10-30
EA025616B1 true EA025616B1 (ru) 2017-01-30

Family

ID=47080838

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201490665A EA025616B1 (ru) 2011-11-16 2012-10-09 Способы обработки скважин с использованием желатинизируемых жидкостей для обработки, имеющих длительную термическую стабильность желатинизированного состояния

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8955587B2 (ru)
EP (1) EP2780430A1 (ru)
AR (1) AR088851A1 (ru)
AU (1) AU2012337285B2 (ru)
BR (1) BR112014009795A2 (ru)
CA (1) CA2852889C (ru)
EA (1) EA025616B1 (ru)
MX (1) MX341256B (ru)
WO (1) WO2013074217A1 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8955587B2 (en) 2011-11-16 2015-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion methods using gellable treatment fluids having long term thermal stability of the gelled state
US20140367111A1 (en) * 2013-06-12 2014-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Wettability altering gellable treatment fluids
GB2528617A (en) 2013-09-03 2016-01-27 Halliburton Energy Services Inc Solids free gellable treatment fluids
AU2013402105B2 (en) 2013-09-24 2016-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Wettability altering fluids during downhole operations
EP3274551A4 (en) 2015-03-25 2018-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Surface excitation ranging methods and systems employing a customized grounding arrangement
AU2016235950B2 (en) 2015-03-25 2018-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing fluids with enhanced thermal stability
CN109072062A (zh) * 2015-12-02 2018-12-21 沙特阿拉伯石油公司 高温交联压裂流体
US10472555B2 (en) 2016-04-08 2019-11-12 Schlumberger Technology Corporation Polymer gel for water control applications
CA3074201A1 (en) 2017-08-29 2019-03-07 Saudi Arabian Oil Company Enhanced high temperature crosslinked fracturing fluids
US11448059B2 (en) 2020-08-06 2022-09-20 Saudi Arabian Oil Company Production logging tool
US11326092B2 (en) 2020-08-24 2022-05-10 Saudi Arabian Oil Company High temperature cross-linked fracturing fluids with reduced friction
US12071589B2 (en) 2021-10-07 2024-08-27 Saudi Arabian Oil Company Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
US11858039B2 (en) 2022-01-13 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Direct ink printing of multi-material composite structures
CN117209657B (zh) * 2023-09-13 2024-07-19 西南石油大学 一种适用于致密裂缝性油藏的聚合物凝胶堵剂及其制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6176315B1 (en) * 1998-12-04 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US20040211568A1 (en) * 2002-11-26 2004-10-28 Funkhouser Gary P. Methods of fracturing subterranean zones penetrated by well bores and fracturing fluids therefor
US20050230113A1 (en) * 2004-04-16 2005-10-20 Eoff Larry S Well treatment fluid and methods for blocking permeability of a subterranean zone
US20070062697A1 (en) * 2005-08-04 2007-03-22 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras Process for the selective controlled reduction of the relative water permeability in high permeability oil-bearing subterranean formations
US20100048430A1 (en) * 2008-08-19 2010-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed crosslinking agents for high-temperature fracturing

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4067690A (en) * 1976-05-04 1978-01-10 Chemed Corporation Boiler water treatment
US4609476A (en) 1983-05-02 1986-09-02 Mobil Oil Corporation High temperature stable aqueous brine fluids
IT1237126B (it) 1989-11-07 1993-05-18 Ciba Geigy Spa Stabilizzanti polimerici contenenti gruppi amminici impediti e gruppi idrossilamminici
US5045583A (en) * 1990-04-24 1991-09-03 Ciba-Geigy Corporation O-alkenyl substituted hydroxylamine stabilizers
US5620947A (en) 1994-12-27 1997-04-15 Exxon Production Research Company Water-based high temperature well servicing composition and method of using same
US6723255B2 (en) * 2000-03-07 2004-04-20 Atofina Chemicals, Inc. Compositions for shortstopping free radical emulsion polymerizations and stabilizing latices made therefrom
US6544934B2 (en) * 2001-02-23 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US7306039B2 (en) 2003-08-13 2007-12-11 Bj Services Company Methods of using crosslinkable compositions
US7066262B2 (en) * 2004-08-18 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids having reduced phosphorus volatility and their associated methods of use and preparation
US7163060B2 (en) * 2004-11-09 2007-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Difunctional phosphorus-based gelling agents and gelled nonaqueous treatment fluids and associated methods
US8048828B2 (en) 2005-01-18 2011-11-01 Halliburton Energy Services Inc. Spotting fluid compositions and associated methods
US8048829B2 (en) 2005-01-18 2011-11-01 Halliburton Energy Services Inc. Spotting fluid compositions and associated methods
CA2613861C (en) 2005-06-30 2011-02-22 M-I Llc Brine based fluid loss pills comprising crosslinked polymer gels and solid salt particles
US7678745B2 (en) * 2007-09-24 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction
US8062997B2 (en) 2009-04-24 2011-11-22 Halliburton Energy Services Inc. Method for enhancing stability of oil based drilling fluids at high temperatures
US20110062085A1 (en) 2009-09-15 2011-03-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method of Removing Metal Contaminants from High-Density Brines
US9038724B2 (en) 2010-11-16 2015-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Oxygen scavenger compositions for completion brines
US8955587B2 (en) 2011-11-16 2015-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion methods using gellable treatment fluids having long term thermal stability of the gelled state

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6176315B1 (en) * 1998-12-04 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US20040211568A1 (en) * 2002-11-26 2004-10-28 Funkhouser Gary P. Methods of fracturing subterranean zones penetrated by well bores and fracturing fluids therefor
US20050230113A1 (en) * 2004-04-16 2005-10-20 Eoff Larry S Well treatment fluid and methods for blocking permeability of a subterranean zone
US20070062697A1 (en) * 2005-08-04 2007-03-22 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras Process for the selective controlled reduction of the relative water permeability in high permeability oil-bearing subterranean formations
US20100048430A1 (en) * 2008-08-19 2010-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed crosslinking agents for high-temperature fracturing

Also Published As

Publication number Publication date
US20130118740A1 (en) 2013-05-16
US8955587B2 (en) 2015-02-17
EA201490665A1 (ru) 2014-10-30
CA2852889A1 (en) 2013-05-23
AU2012337285B2 (en) 2015-01-15
AU2012337285A1 (en) 2014-05-01
EP2780430A1 (en) 2014-09-24
MX341256B (es) 2016-08-09
CA2852889C (en) 2016-08-23
MX2014005962A (es) 2014-08-21
AR088851A1 (es) 2014-07-10
BR112014009795A2 (pt) 2017-04-25
WO2013074217A1 (en) 2013-05-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA025616B1 (ru) Способы обработки скважин с использованием желатинизируемых жидкостей для обработки, имеющих длительную термическую стабильность желатинизированного состояния
Ghriga et al. Review of recent advances in polyethylenimine crosslinked polymer gels used for conformance control applications
US7678742B2 (en) Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) Drill-in fluids and associated methods
US5007481A (en) Method of treating subterranean formations using a non-damaging fracturing fluid
US10040987B2 (en) Polymers for enhanced hydrocarbon recovery
CA2908968C (en) Wettability altering gellable treatment fluids
US20130233546A1 (en) Degradable Fluid Sealing Compositions Having an Adjustable Degradation Rate and Methods for Use Thereof
CN111594117A (zh) 采用pei的可溶胀聚合物的交联
US9464222B2 (en) Well fluid and method of servicing a well
AU2013399653A1 (en) Solids free gellable treatment fluids
US20130025860A1 (en) Composite Particulates and Methods Thereof for High Permeability Formations
US20130118744A1 (en) Self-Degrading High Temperature Stable Gel for Downhole Applications
CA2853628C (en) Delayed, swellable particles for prevention of fluid migration through damaged cement sheaths
NO20190929A1 (en) Lost Circulation Pill for Severe Losses using Viscoelastic Surfactant Technology
US20140073538A1 (en) Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same
WO2014130250A2 (en) Low ph crossslinking of polymers
Tessarolli et al. Hydrogels applied for conformance-improvement treatment of oil reservoirs
US10280352B2 (en) Water swellable polymer as a diverter for acid stimulation treatments in high temperature environments

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU