JP2018203935A - 坑井処理流体、フラクチャの形成方法及び坑井孔の目止め方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】環境への負荷が低減された更なる坑井処理流体を提供する。【解決手段】式（Ｉ）及び式（ＩＩ）で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位からなる非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む坑井処理流体。（Ｒ１はＣ３〜１８の炭化水素基；Ｒ２はヒドロキシメチル基、ヒドロキシエチル基、ヒドロキシプロピル基、ヒドロキシブチル基、ヒドロキシペンチル基、ヒドロキシエトキシエチル基、メトキシメチル基、メトキシエチル基、メトキシプロピル基、メトキシブチル基、メトキシペンチル基、エトキシメチル基、エトキシエチル基、エトキシプロピル基、エトキシブチル基、エトキシペンチル基、Ｎ，Ｎ−ジメチルアミノプロピル基又はＮ，Ｎ−ジエチルアミノプロピル基）【選択図】なし
Description
本発明は、石油又は天然ガス等の炭化水素資源を産出するために使用する坑井処理流体、及びそれを用いた坑井処理方法に関する。
石油又は天然ガス等の炭化水素資源は、多孔質で浸透性の地下層を有する井戸（油井又はガス井。以下、総称して「坑井」ということがある。）を通じて採掘され生産されてきた。
このような炭化水素資源のうち、シェールオイル及びシェールガスは、地下１，０００〜２，６００ｍに存在する頁岩（シェール）層に封じ込められている石油・天然ガスである。古くからその存在は知られていたが、細かい粒子が固結してなる頁岩は流体の浸透性が著しく低いため、近年まで、その坑井を通じての商用生産は困難とされてきた。
しかしながら、２０００年代に入り、水平掘削技術〔頁岩層に沿って井戸を水平に掘削し、ガスと接触する面積を増やす掘削手法〕、水圧破砕法〔水圧フラクチャリング（hydraulic fracturing）：井戸内にフラクチャリング流体を高圧で送り込み、流体圧によって岩石を破砕し、ガス流路としてのフラクチャ（fracture 亀裂）を形成する方法〕、及び、地震波観測技術〔水圧破砕による微小地震を観測し、掘削戦略の確度を高める技術〕が確立した結果、頁岩層中に十分な流体浸透性を付与することが可能になり、シェールオイル及びシェールガスの生産が飛躍的に拡大した。世界的なエネルギー需要の増加が続く中、これらのオイル及びガスは、新型のエネルギーとして期待を集めており、極めて成長率の高い市場となっている。
上記水圧破砕法による坑井の敷設は、具体的には、以下のような工程により行われている。すなわち、地表面から生産層〔石油等を産出する地層。例えば、シェールガス等を産出する頁岩層〕まで垂直方向及び／又は水平方向に掘削された坑井孔において、爆薬等によって生産層の坑井壁を穿孔するパーフォレーション工程、及び、プロパント（proppant 砂利）等を含むフラクチャリング流体を該穿孔内に圧入し、坑井壁にフラクチャ（fracture）を形成し拡大させるフラクチャリング工程、等の諸工程を経て、坑井の敷設が完成する。
また、坑井は時間経過とともに流体浸透性が低下するが、この浸透性を再び高めて、継続して炭化水素資源を効率よく採掘するために、生産層を刺激することも行われている。生産層の刺激は、具体的には、以下のような工程により行われている。すなわち、坑井内に一時目止め材（diverting agent）を注入し、既存のフラクチャ（fracture）を一旦閉塞して目止めする工程を行った後で、新規の坑井敷設と同様に、パーフォレーション工程及び再フラクチャリング（refracturing）工程を行い、新たにフラクチャ（fracture）を形成することで石油等の生産性を復活させる。
フラクチャリング流体や一時目止め材（diverting agent）等の坑井処理流体としては、水ベース、油ベース、エマルジョンの各種のタイプが用いられ、水等の溶媒に、プロパント（proppant）、岩石等を溶解するための酸、摩擦低減剤等の種々の薬剤が添加される。
しかしながら、近年の市場の伸長に伴い、これらの坑井処理流体に添加される薬剤の環境への負荷が注目されており、環境負荷の大きい物質の使用中止や、環境に優しい物質への切り替えを求める動きもある。
例えば、特許文献１には、フラクチャリング流体等の成分として使用される熱増粘性重合体が開示されている。また、特許文献２には、熱に応答して粘度が増す重合体をフラクチャリング流体に使用する例が開示されている。特許文献３には、フラクチャリング流体や一時目止め材（diverting agent）として、熱増粘性重合体を用いることが開示されている。特許文献４には、坑井等における望ましくない水の生成を減少させるために、セルロース鎖を有する熱増粘性重合体を用いることが開示されている。特許文献５及び６には、界面活性剤及び熱増粘性重合体を含むフラクチャリング流体が開示されている。一方、特許文献７には、熱によって水溶液粘度が増加する非イオン性界面活性剤が開示され、化粧料や外用剤への利用が記載されている。
本発明は、環境への負荷が低減された更なる坑井処理流体、及びそれを用いた坑井処理方法を提供することを目的とする。
本発明者は、上記課題について鋭意検討した結果、特定の非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む坑井処理流体が上記目的を達成することを見出し、本発明を完成するに至った。
すなわち、本発明は、
下記式（Ｉ）
下記式（Ｉ）
（式中、Ｒ１は炭素原子数３〜１８の炭化水素基を示す。）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位、及び、下記式（ＩＩ）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位、及び、下記式（ＩＩ）
（式中、Ｒ２はヒドロキシメチル基、ヒドロキシエチル基、ヒドロキシプロピル基、ヒドロキシブチル基、ヒドロキシペンチル基、ヒドロキシエトキシエチル基、メトキシメチル基、メトキシエチル基、メトキシプロピル基、メトキシブチル基、メトキシペンチル基、エトキシメチル基、エトキシエチル基、エトキシプロピル基、エトキシブチル基、エトキシペンチル基、Ｎ，Ｎ−ジメチルアミノプロピル基及びＮ，Ｎ−ジエチルアミノプロピル基からなる群から選択される基を示す。）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位からなる非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む坑井処理流体である。
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位からなる非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む坑井処理流体である。
また本発明は、上記坑井処理流体をフラクチャリング流体として坑井孔に注入する工程、及び、水圧破砕法により地層にフラクチャ（fracture）を形成する工程を含む、フラクチャ（fracture）の形成方法を提供する。
さらに本発明は、上記坑井処理流体を一時目止め材（diverting agent）として坑井孔に注入する工程を含む坑井孔の目止め方法を提供する。
本発明によれば、環境への負荷が低減された更なる坑井処理流体を提供することができる。また本発明によれば、効率良く実施可能なフラクチャ（fracture）の形成方法、及び坑井孔の目止め方法を提供することができる。
＜坑井処理流体＞
本発明の一態様に係る坑井処理流体は、坑井を通じて、石油（シェールオイルを含む）及び天然ガス（シェールガスを含む）等の炭化水素資源を採掘し生産するために行う坑井処理において使用する流体が包含され、具体的には、水圧破砕法においてフラクチャ（fracture）を形成するために用いられるフラクチャリング流体、及び、再フラクチャリング（refracturing）工程前に既存のフラクチャ（fracture）を閉塞して一時目止めするために用いられる一時目止め材（diverting agent）等が包含される。
本発明の一態様に係る坑井処理流体は、坑井を通じて、石油（シェールオイルを含む）及び天然ガス（シェールガスを含む）等の炭化水素資源を採掘し生産するために行う坑井処理において使用する流体が包含され、具体的には、水圧破砕法においてフラクチャ（fracture）を形成するために用いられるフラクチャリング流体、及び、再フラクチャリング（refracturing）工程前に既存のフラクチャ（fracture）を閉塞して一時目止めするために用いられる一時目止め材（diverting agent）等が包含される。
本発明の一態様に係る坑井処理流体は、詳しくは後述する特定の非イオン性ポリアミノ酸誘導体を溶媒に溶解した溶液であり、さらに、必要に応じて、プロパント（proppant）等の各種添加剤を含んでいてもよい。またさらに、後述する特定の非イオン性ポリアミノ酸誘導体とは別の、他の非イオン性ポリアミド酸誘導体を含んでいてもよい。なお、本明細書において「坑井処理流体」とは、具体的には、坑井処理に好適に用いられる組成物を意味する。
〔非イオン性ポリアミノ酸誘導体〕
本発明において、ポリアミノ酸とは、アミノ酸のアミノ基とカルボキシル基とがアミド結合して重合したポリアミド化合物を意味する。
本発明において、ポリアミノ酸とは、アミノ酸のアミノ基とカルボキシル基とがアミド結合して重合したポリアミド化合物を意味する。
具体的には、本発明の一態様に係る坑井処理流体は、下記式（Ｉ）
（式中、Ｒ１は炭素原子数３〜１８の炭化水素基を示す。）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位と、下記式（ＩＩ）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位と、下記式（ＩＩ）
（式中、Ｒ２はヒドロキシメチル基、ヒドロキシエチル基、ヒドロキシプロピル基、ヒドロキシブチル基、ヒドロキシペンチル基、ヒドロキシエトキシエチル基、メトキシメチル基、メトキシエチル基、メトキシプロピル基、メトキシブチル基、メトキシペンチル基、エトキシメチル基、エトキシエチル基、エトキシプロピル基、エトキシブチル基、エトキシペンチル基、Ｎ，Ｎ−ジメチルアミノプロピル基及びＮ，Ｎ−ジエチルアミノプロピル基からなる群から選択される基を示す。）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位とが共重合してなる非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む。この共重合体において、単量体単位の共重合様式は、ランダム共重合、ブロック共重合及びグラフト共重合のいずれであってもよい。
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位とが共重合してなる非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む。この共重合体において、単量体単位の共重合様式は、ランダム共重合、ブロック共重合及びグラフト共重合のいずれであってもよい。
また、ポリアミノ酸誘導体における式（Ｉ）の単量体単位と式（ＩＩ）の単量体単位との割合は、所望の水溶性等の性質に応じて適宜に選択することができる。ポリアミノ酸誘導体中、式（Ｉ）の単量体単位が多いほど疎水性が高まり、式（ＩＩ）の単量体単位が多いほど親水性が高まり、水に溶けやすくなる。
上記式（Ｉ）において、Ｒ１の炭素原子数３〜１８の炭化水素基は、飽和していても不飽和であってもよく、具体的には、直鎖状アルキル基、例えば、プロピル基、ブチル基、ペンチル基、ヘキシル基、オクチル基、デシル基、ドデシル基、テトラデシル基、オクタデシル基等；分岐状アルキル基、例えば、イソプロピル基、イソブチル基、イソペンチル基、イソヘキシル基等；シクロアルキル基、例えば、シクロブチル基、シクロペンチル基、シクロヘキシル基等；シクロアルキルアルキル基、例えば、シクロブチルメチル基、シクロペンチルメチル基、シクロヘキシルメチル基、シクロブチルエチル基、シクロペンチルエチル基、シクロヘキシルエチル基、シクロブチルプロピル基、シクロペンチルプロピル基、シクロヘキシルプロピル基、シクロブチルブチル基、シクロペンチルブチル基、シクロヘキシルブチル基等；アルケニル基、例えば、プロペニル基、ブテニル基、ペンテニル基、ヘキセニル基等が挙げられる。好ましくは、Ｒ１は、ヘキシル基、オクチル基、デシル基、ドデシル基、テトラデシル基、オクタデシル基及びイソプロピル基からなる群から選択される基である。
上記式（ＩＩ）において、Ｒ２は親水性基を有する炭化水素基であり、具体的には、ヒドロキシメチル基、ヒドロキシエチル基、ヒドロキシプロピル基、ヒドロキシブチル基、ヒドロキシペンチル基、ヒドロキシエトキシエチル基、メトキシメチル基、メトキシエチル基、メトキシプロピル基、メトキシブチル基、メトキシペンチル基、エトキシメチル基、エトキシエチル基、エトキシプロピル基、エトキシブチル基、エトキシペンチル基、Ｎ，Ｎ−ジメチルアミノプロピル基及びＮ，Ｎ−ジエチルアミノプロピル基からなる群から選択される基である。
本願発明の一態様において、非イオン性ポリアミノ酸誘導体を構成する式（Ｉ）及び（ＩＩ）の単量体単位中のＲ１及びＲ２は、それぞれ複数の異なる基から構成されていてもよい。
本発明のポリアミノ酸誘導体において、α−アミド型単量体単位及びβ−アミド型単量体単位は、何れか一方のみが存在していてもよく、両者が併存していてもよい。併存している場合、α−アミド型単量体単位とβ−アミド型単量体単位の比率は特に限定されない。
例えば、本発明の一態様において好適に用いられる非イオン性ポリアミノ酸誘導体としては、アスパラギン酸ラウリルアミド−ヒドロキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−ヒドロキシプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−ヒドロキシブチルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−メトキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−メトキシプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−ヒドロキシエトキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−ジメチルアミノプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸ラウリルアミド−ジエチルアミノプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸デシルアミド−ヒドロキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸デシルアミド−ヒドロキシプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸デシルアミド−メトキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸デシルアミド−ヒドロキシエトキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸デシルアミド−ジメチルアミノプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸デシルアミド−ジエチルアミノプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸オクチルアミド−ヒドロキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸オクチルアミド−ヒドロキシプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸オクチルアミド−メトキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸オクチルアミド−ヒドロキシエトキシエチルアミド共重合体、アスパラギン酸オクチルアミド−ジメチルアミノプロピルアミド共重合体、アスパラギン酸オクチルアミド−ジエチルアミノプロピルアミド共重合体等が挙げられるが、これらに限定されない。
本発明で用いられるポリアミノ酸誘導体は、例えば、ポリ琥珀酸イミドを原料として製造できる。所望のポリアミノ酸誘導体の分子量に応じて、原料として使用するポリ琥珀酸イミドの分子量を選択すればよい。本発明においては、例えば、ポリ琥珀酸イミドの重量平均分子量は、ゲル濾過クロマトグラフィーにおけるポリスチレン標準で求められる値として２０００〜５０００００程度であってよい。ポリ琥珀酸イミドからポリアミノ酸誘導体を製造するには、例えば、Ｎ,Ｎ−ジメチルホルムアミド等の溶媒に溶解させたポリ琥珀酸イミドに、ドデシルアミン、オクタデシルアミン等のアミン類を反応させて、イミド環を開環させてアミン類を付加し、得られた反応混合物をアセトニトリル等の貧溶媒中に排出することにより、目的のポリアミノ酸誘導体が沈殿する。
本発明の坑井処理流体は、上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体を少なくとも１種以上含有するものである。
〔溶媒〕
本発明の一態様に係る坑井処理流体において、上記ポリアミノ酸誘導体及びその他の添加剤の溶媒又は分散媒となる流体としては、坑井内に圧入することによって、例えばフラクチャリング流体である場合は生産層にフラクチャ（fracture）を発生させることができる等、坑井処理流体の種類に対応した機能を発揮することができる流体であって、かつ、該流体中に上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体が溶解することが可能であれば、特に限定されず、水や水−油エマルジョン等、従来使用されてきた流体を使用することができる。危険性や毒性がなく、取扱いが容易であること、流体中に含有させるプロパント（proppant）等との予期しない反応や作用がないこと、低価格で入手できることなどから、水を使用することが好ましい。
本発明の一態様に係る坑井処理流体において、上記ポリアミノ酸誘導体及びその他の添加剤の溶媒又は分散媒となる流体としては、坑井内に圧入することによって、例えばフラクチャリング流体である場合は生産層にフラクチャ（fracture）を発生させることができる等、坑井処理流体の種類に対応した機能を発揮することができる流体であって、かつ、該流体中に上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体が溶解することが可能であれば、特に限定されず、水や水−油エマルジョン等、従来使用されてきた流体を使用することができる。危険性や毒性がなく、取扱いが容易であること、流体中に含有させるプロパント（proppant）等との予期しない反応や作用がないこと、低価格で入手できることなどから、水を使用することが好ましい。
〔添加剤〕
本発明の一態様において、坑井処理流体は、非イオン性ポリアミノ酸誘導体に加えて、必要に応じてさらに、慣用の添加剤を含んでいてもよい。
本発明の一態様において、坑井処理流体は、非イオン性ポリアミノ酸誘導体に加えて、必要に応じてさらに、慣用の添加剤を含んでいてもよい。
坑井処理流体において用いられる慣用の添加剤としては、プロパント（proppant）、ゲル化剤、スケール防止剤、岩石等を溶解するための酸、摩擦低減剤、粘度低下剤（breaker）、殺生物剤、粘土安定化剤（clay stabilizer）、腐食抑制剤、架橋剤、鉄制御剤（iron control agent）、ｐＨ調整剤、界面活性剤、乳化防止剤（non-emulsifier）等が挙げられる。
プロパント（proppant）としては、例えばフラクチャリング流体である場合は圧入される流体圧によって形成したフラクチャ（fracture）を、炭化水素資源の生産中、高深度地下の地層圧に抗して維持できるものであれば、特に限定されず、従来プロパント（proppant）用の材料として使用されていた材料を使用することができ、無機または有機材料が使用される。有機材料としては、スチレン・ジビニルベンゼン共重合体等のプラスチックビーズ、ナッツの外皮や殻などを使用することができる。無機材料としては、金属、シリカ、アルミナその他の無機粒子を使用することができるが、搬送性、取扱い性、強度及び経済性の観点から、砂、砂利、ガラスビーズ、セラミック、ボーキサイト、ガラス等またはそれらの組み合わせなどを好ましく使用することができる。フラクチャリング流体に含有されるプロパント（proppant）としては、１種類のプロパント（proppant）を使用してもよいが、材料、形状または大きさ等が異なる２種類以上のプロパント（proppant）を使用してもよい。プロパント（proppant）の坑井処理流体中での含有量は、特に制限されず、例えば、１０〜１０００ｇ／Ｌ程度、好ましくは２０〜９００ｇ／Ｌ、より好ましくは３０〜８００ｇ／Ｌである。
ゲル化剤は、プロパント（proppant）の運搬を効率化するために添加される薬剤であって、例えば、グアーガム、多糖類混合物等である。さらに、石油蒸留物や水素化精製軽質油蒸留物をcarrier fluidとして、メタノールやエチレングリコールを安定剤（stabilizer）や凍結防止剤（winterizing agent）として含むこともある。
スケール防止剤は、炭酸塩等の沈殿や鋼管への沈着を防止するために添加される薬剤であって、例えば、エチレングリコール、塩化アンモニウム、アクリルアミド−アクリル酸ナトリウム共重合体、ポリカルボン酸ナトリウム、リン酸塩等である。
岩石等を溶解するための酸は、地層の溶解や洗浄のために添加される薬剤であって、例えば塩酸等である。
摩擦低減剤は、流体の流動損失を低減させるために添加される薬剤であって、例えば、ポリアクリルアミド、石油蒸留物等である。さらに、水素化精製軽質油蒸留物をキャリア流体（carrier fluid）として、メタノール、エチレングリコールを安定剤（stabilizer）や凍結防止剤（winterizing agent）として含むこともある。
粘度低下剤（breaker）は、流体の粘度を経時で低下させるために添加される薬剤であって、例えば、ペルオキシジスルフェート、過硫酸アンモニウム、過酸化マグネシウム、酸化マグネシウム等である。さらに、塩化ナトリウムや塩化カルシウムを安定剤（stabilizer）として含むこともある。
殺生物剤は、バクテリア等の繁殖を防止するために添加される薬剤であって、例えば、グルタルアルデヒド、アンモニウムクロリド（第４級）、テトラキス(ヒドロキシメチル)ホスホニウムスルファートである。
粘土安定化剤（clay stabilizer）は、粘土の膨潤、及び地層への侵入を防止するために添加される薬剤であって、例えば、塩化コリン、塩化テトラメチルアンモニウム、塩化ナトリウム等の塩類である。
腐食抑制剤は、鋼管や各種器具の腐食を防止するために添加される薬剤であって、例えば、メタノール、Ｎ，Ｎ−ジメチルホルムアミド、ギ酸、アセトアルデヒド等である。さらに、メタノールやイソプロパノールを安定剤（stabilizer）や凍結防止剤（winterizing agent）として含むこともある。
架橋剤は、プロパント（proppant）の運搬を効率化するために添加される薬剤であって、例えば、ホウ酸塩、水酸化カリウム、メタホウ酸カリウム、ジルコン酸トリエタノールアミン、テトラホウ酸ナトリウム、ホウ酸、ジルコニウム錯体等である。さらにメタノールやエチレングリコールを安定剤（stabilizer）や凍結防止剤（winterizing agent）として含むこともある。
鉄制御剤（iron control agent）は、金属酸化物の沈殿を防止するために添加される薬剤であって、例えば、クエン酸、酢酸、チオグリコール酸、エリソルビン酸ナトリウム等である。
ｐＨ調整剤は、流体のｐＨを調製するために添加される薬剤であって、例えば、炭酸ナトリウム、炭酸カリウム、水酸化ナトリウム、水酸化カリウム、酢酸等である。
界面活性剤は、流体の表面張力を減少させるために添加される薬剤であって、例えば、イソプロパノール、ラウリル硫酸塩等である。さらに、ナフタレンをキャリア流体（carrier fluid）として、エタノール、メタノールやイソプロパノールを安定剤（stabilizer）や凍結防止剤（winterizing agent）として、２−ブトキシエタノールを安定剤（stabilizer）として含むこともある。
乳化防止剤（non-emulsifier）は、坑井中での不要な乳化を抑止するために添加される薬剤であって、例えば、ラウリル硫酸等である。さらにイソプロパノールやエチレングリコールを安定剤（stabilizer）や凍結防止剤（winterizing agent）として含むこともある。
これら添加剤の坑井処理流体中での含有量は、特に制限されず、坑井の状態等に応じて適宜調整することができる。
〔坑井処理流体〕
上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体を、必要に応じて上記添加剤と共に、上記水等の溶媒に任意の濃度で溶解させることにより、本発明の一態様に係る坑井処理流体が得られる。
上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体を、必要に応じて上記添加剤と共に、上記水等の溶媒に任意の濃度で溶解させることにより、本発明の一態様に係る坑井処理流体が得られる。
上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体は、アミノ酸由来の温度応答型ポリマーであって、水溶液中で、所定のゲル化温度を超えて昇温することでゾル−ゲル転移により水溶液粘度を急激に増大させ、逆にゲル化温度より低く冷却することで粘度を低下させる。ゲル化温度、及び、昇温に伴う粘度挙動は、式（Ｉ）及び式（ＩＩ）で表される単量体単位の含有比率、側鎖の種類、分子量（原料ポリ琥珀酸イミドの分子量によって調製可能）、溶媒の種類、ポリアミノ酸誘導体濃度等を制御することにより調整することができる。
本発明の一態様に係る坑井処理流体は、上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含むことにより、室温あるいは地表面においては液状又は低粘性である一方、坑井内に注入されると地熱により昇温して増粘し、生産層に到達した時点で、坑井処理の用途に応じた所望の粘度を有するように調整することができる。
したがって、本発明の一態様に係る坑井処理流体は、地上でプロパント（proppant）等の添加剤を流体中に均一に分散させる撹拌工程、及び、ポンプ等によって坑井孔に注入する工程において、粘性を有しないかあるいは低粘性であってよく、これにより、ハンドリング性に優れ、小さい負荷で種々の操作を行うことができる。
一方、本発明の坑井処理流体をフラクチャリング流体として用いる場合、地下の生産層において流体圧によってフラクチャ（fracture）を形成する工程において、本発明の坑井処理流体は、坑井壁にフラクチャ（fracture）を形成するのに十分な圧力がかかる程度の粘度を有することができる。このような粘度としては、生産層を構成する岩層の硬度や温度等に応じて適宜に調整することができる。
また、本発明の坑井処理流体を一時目止め材（diverting agent）として用いる場合、地下の生産層における坑井壁の既存フラクチャ（fracture）を一旦閉塞する一時目止め工程において、本発明の坑井処理流体は、フラクチャ（fracture）を一時目止めするのに十分な粘度を有することができる。このような粘度としては、坑井孔や既存フラクチャ（fracture）のサイズ、生産層を構成する岩層の温度等に応じて適宜に調整することができる。
さらに、本発明の一態様において、坑井処理流体は、生産層に到達する等によって昇温し増粘した後、水等の冷却用流体を送達する等によって冷却することにより、粘度を再び低下させて吸引除去することも可能である。あるいは、地熱による高温度下で、非イオン性ポリアミノ酸誘導体が経時分解することによって、粘度を低下させて除去することも可能である。
上記の坑井処理流体の作用機序に関連して、坑井処理流体における非イオン性ポリアミノ酸誘導体の濃度は、特に制限はなく、坑井処理流体が所望のゲル化温度及び粘度挙動を示すように、当業者が適宜に設定することができる。例えば、使用するポリアミノ酸誘導体を水等の溶媒中に任意の濃度で溶解し、必要に応じてその他の添加剤を添加した条件下で、レオメータにて所定の温度で粘度を測定する等により、所望のゲル化温度及び粘度挙動が得られるようにポリアミノ酸誘導体の濃度を調整することができる。特に、本発明において用いられるポリアミノ酸誘導体は、アミノ酸由来であって環境への負荷が低いため、流体中に高濃度で配合することも可能である。
また、本発明において用いられるポリアミノ酸誘導体は非イオン性であるため、その他の添加剤として塩類等の電解質を添加する場合も、これら添加剤の影響を受けにくく、安定した増粘作用を示すことができる。
＜フラクチャ（fracture）の形成方法＞
本発明の一態様において、上記坑井処理流体を、フラクチャリング流体として坑井孔に注入する工程、及び、地熱によって上記フラクチャリング流体の粘度を上昇させて、水圧破砕法により地層にフラクチャ（fracture）を形成する工程を含む、フラクチャ（fracture）の形成方法が提供される。
本発明の一態様において、上記坑井処理流体を、フラクチャリング流体として坑井孔に注入する工程、及び、地熱によって上記フラクチャリング流体の粘度を上昇させて、水圧破砕法により地層にフラクチャ（fracture）を形成する工程を含む、フラクチャ（fracture）の形成方法が提供される。
具体的には、地表面から生産層まで垂直方向及び／又は水平方向に掘削された坑井孔において、爆薬等によって生産層の坑井壁を穿孔するパーフォレーションを行い、次いで、プロパント（proppant）及び上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む本発明の坑井処理流体を、フラクチャリング流体として該穿孔内に注入する。地上及び地表付近において、坑井処理流体は低粘度であり、目的とする生産層に到達するまでに地熱によって昇温され、フラクチャ（fracture）を形成するのに十分な粘度まで増粘する。生産層において増粘した坑井処理流体に圧力をかけることにより、坑井壁にフラクチャ（fracture）を形成することができる。坑井の最奥から順に同操作を繰り返すことにより、生産層の所望の範囲にわたって効率的にフラクチャ（fracture）を形成することができる。
＜坑井孔の目止め方法＞
本発明の一態様において、上記坑井処理流体を、一時目止め材（diverting agent）として坑井孔に注入する工程、及び、地熱によって上記一時目止め材（diverting agent）の粘度を上昇させて該坑井孔の目止めを行う工程、を含む坑井孔の目止め方法が提供される。
本発明の一態様において、上記坑井処理流体を、一時目止め材（diverting agent）として坑井孔に注入する工程、及び、地熱によって上記一時目止め材（diverting agent）の粘度を上昇させて該坑井孔の目止めを行う工程、を含む坑井孔の目止め方法が提供される。
具体的な使用方法として、炭化水素資源を生産中の坑井を再度フラクチャリングするために、上記非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む本発明の坑井処理流体を、一時目止め材（diverting agent）として坑井内に注入する。地上及び地表付近において、坑井処理流体は低粘度であり、目的とする生産層に到達するまでに地熱によって昇温され、既存のフラクチャ（fracture）を閉塞させるのに十分な粘度まで増粘しゲル化する。この高粘度ゲルにより既存のフラクチャ（fracture）を一旦閉塞して目止めする工程を行った後で、目的とする箇所のパーフォレーション及びフラクチャリング処理を行うことにより、新たにフラクチャ（fracture）を形成することができる。目止めした箇所に残存する高粘度ゲルは、地熱による高温度下で経時で分解消失するか、あるいは、水等の冷却用流体を送達することによってゲル化温度以下に冷却することにより、粘度を再び低下させてから除去する。上記以外でも一旦オイル生産の生産を中断して坑井内及び地上設備の修繕を行う場合等にも好適に用いられる。
本発明は、例えば、水圧破砕法においてフラクチャ（fracture）を形成するために用いられるフラクチャリング流体、及び、再フラクチャリング（refracturing）工程前に既存のフラクチャ（fracture）を閉塞して一時目止めするために用いられる一時目止め材（diverting agent）等の坑井処理流体に好適に利用することができる。
Claims (3)
- 下記式（Ｉ）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位、及び、下記式（ＩＩ）
で表されるα型又はβ型ポリアスパラギン酸単量体単位からなる非イオン性ポリアミノ酸誘導体を含む坑井処理流体。 - 請求項１記載の坑井処理流体を、フラクチャリング流体として坑井孔に注入する工程、及び、水圧破砕法により地層にフラクチャを形成する工程を含む、フラクチャの形成方法。
- 請求項１記載の坑井処理流体を、一時目止め材として坑井孔に注入する工程を含む坑井孔の目止め方法。
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