EA004514B1

EA004514B1 - Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта

Info

Publication number: EA004514B1
Application number: EA200200906A
Authority: EA
Inventors: Кевин В. Ингланд; Дж. Эрнест Браун; Джеральд Дж. Хинкель; Рамчандра М. Редди
Original assignee: Софитек Н.В.
Priority date: 2000-02-25
Filing date: 2001-02-19
Publication date: 2004-04-29
Also published as: CN1237257C; AU775661B2; WO2001063090A3; US20030207768A1; EA200200906A1; CN1406310A; DE60121423D1; ATE333036T1; WO2001063090B1; AU4242401A; EP1257729B1; CA2401150A1; NZ520671A; WO2001063090A2; US6720290B2; DE60121423T2; CA2401150C; EP1257729A2

Abstract

Состав жидкости для обработки скважины, который содержит жидкость-носитель и амфотерное поверхностно-активное вещество и, необязательно, загуститель и расклинивающий наполнитель, хорошо подходит для использования при осуществлении гидравлического разрыва угольных пластов в целях интенсификации получения метана. Составом предпочтительно является пена, которая содержит газ, такой как азот или воздух. Предпочтительно поверхностно-активное вещество имеет формулу R-NH-(СН)-С(O)ОХ, где R представляет насыщенную или ненасыщенную алкильную группу, имеющую от 6 до 20 атомов углерода; n представляет число от 2 до 6; Х представляет водород или солеобразующий катион.

Description

Область изобретения

Данное изобретение относится к извлечению природного газа из угольных пластов, и в частности к жидкости для обработки скважины и к способу интенсификации добычи газа из подземных угольных пластов с помощью гидравлического разрыва.

Предпосылки изобретения

Подземные угольные пласты часто содержат большие количества метана. Наличие метана в этих подземных угольных месторождениях представляет собой угрозу безопасности при проведении работ по угледобыче, но также дает возможность добычи ценного топлива. В прошлом метан из угольных пластов часто выпускали в атмосферу или сжигали в факеле для повышения безопасности горных работ. В последнее время, чтобы минимизировать загрязнение воздуха и повысить рентабельность разработки угольных пластов, все большее внимание уделяют извлечению метана, а не выпуску его в атмосферу или сжиганию в факеле. Удаление метана из угольных пластов обычно выполняют путем бурения и заканчивания газовой скважины в угольном пласте и путем разрыва скважины внутри угольной формации, чтобы увеличить удаление метана.

Способы гидравлического разрыва для нефтяных и газовых скважин, пробуренных в формации твердых пород, предусматривают закачку жидкости для гидравлического разрыва (например, водного геля или водной пены) по стволу скважины к забою подземной формации при таких объемах подачи насосом и таких давлениях, которые достаточны для создания или расширения трещин в формации. Обычно расклинивающий наполнитель (например, песок или боксит) смешивают с жидкостью для гидроразрыва и подают его вместе с жидкостью в разрывы. При снижении объема подачи насосом и давления разорванная формация оседает на закачанный расклинивающий наполнитель, и он удерживает разрывы открытыми в достаточной степени, чтобы создать проницаемый канал сообщения текучей среды от оконечности набивки (закладки) расклинивающего наполнителя назад в скважину.

Для гидроразрывной интенсификации удаления метана из залежи в угольном пласте требуется методика, которая сильно отличается от методики, применяемой в обычных залежах твердой породы. Метан в угольном пласте адсорбирован на поверхности угля. Под определенным давлением согласно изотерме десорбции Ьаидшшг'а метан начнет десорбироваться из угля. Кроме того, угольные пласты часто полностью насыщены водой. В этих случаях значительные количества воды необходимо удалять, чтобы снизить давление залежи до точки ниже давления десорбции метана. Поэтому для гидроразрывной обработки угольного пласта долж но быть предусмотрено эффективное удаление воды.

Удалению воды содействует обеспечение гидрофобного смачивания угля. Причина этого заключается в том, что уголь мягкий и рыхлый. Как правило, скважины создают при максимальном перепаде давления, чтобы снизить давление залежи как можно быстрее. Частицы расклинивающего наполнителя (обычно - песок) становятся внедренными в плоскости разрыва вследствие повышения напряжения при замыкании, создаваемого высоким перепадом давления. Внедрение расклинивающего наполнителя приводит к большому количеству угольной мелочи, которую следует удалять. Если эта мелочь является гидрофильно-смоченной, то ее будет легко транспортировать в водной фазе во время обезвоживания угольного пласта. Мелочь затем будет мигрировать внутрь гидроразрыва, в конечном счете вызывая серьезное снижение проводимости гидроразрыва. Поэтому важно поддерживать состояние гидрофобной смачиваемости угольной мелочи, так что она будет комковаться в присутствии воды, тем самым значительно снижая свою подвижность. Этот принцип является также критическим в естественной системе образования трещин (кливаж) угля, прилегающей к гидроразрыву. Угольная мелочь будет образовываться по причине усадки угля, окисления и пр. Эта мелочь может вызвать закупорку системы кливажа, что значительно снижает продуктивность скважины и окончательное удаление газа.

Имеются добавки, которые могут обеспечить хорошую гидрофобную смачиваемость угля. Например, хорошую гидрофобную смачиваемость в присутствии воды можно обеспечить способами и материалами, раскрытыми в патенте США № 5,299,017 (№шепск апб Н1пке1). Один из таких коммерчески доступных поверхностно-активных веществ, 1473 (доступный от фирмы ЗсЫишЬегдег), содержит тридециловый спирт с разветвленной цепью, с 7 молями оксида этилена (ЭО) и 2 молями оксида бутилена (БО).

Для уменьшения ущерба, связанного обычно с присутствующими в основной жидкости природными полимерами, вспененная жидкость для гидроразрыва часто предпочтительна по сравнению с невспененными жидкостями для гидроразрыва в залежах угольных пластов. При обработках разрыва пеной наиболее часто применяют азот в виде газовой фазы. Но материалы, действующие как хорошие гидрофобные смачиватели для угля, оказались неэффективными для обеспечения устойчивой водной пены. Например, 1473 действует как противовспениватель.

Существует необходимость обеспечения усовершенствованных жидкостей и способов гидравлического разрыва, которые подходят для применения в угольных пластах для интенсификации добычи метана.

Сущность изобретения

Данное изобретение относится к составу жидкости для обработки скважин, содержащему жидкость-носитель, загуститель, амфотерное поверхностно-активное вещество и расклинивающий наполнитель. Этот состав жидкости особенно подходит для применения при гидравлическом разрыве газовых скважин в угольных пластах, и его предпочтительно используют в виде пены; он дополнительно содержит газ, такой как азот или воздух.

Предпочтительно поверхностно-активное вещество содержит алкиламинокарбоновую кислоту или карбоксилат, то есть цвиттерионное соединение формулы Я-КН₂-(СН₂)_П-С(О)ОХ, где Я представляет насыщенную или ненасыщенную алкильную группу, имеющую от 6 до 20 атомов углерода; η представляет число от 2 до 6; Х представляет водород или солеобразующий катион. В разных конкретных воплощениях данного изобретения η может быть числом от 2 до 4; Я может быть насыщенной или ненасыщенной алкильной группой, имеющей от 10 до 16 атомов углерода. Более предпочтительно, поверхностно-активное вещество является алкиламинопропионовой кислотой или пропионатом (η=2). Одним конкретным предпочтительным поверхностно-активным веществом является кокоаминопропионат формулы ЯЯН₂СН₂СН₂СООХ, где Я представляет додецил, тетрадецил или гексадецил, с распределением по додецилу (С 12) - 40%, по тетрадецилу (С14) - 50% и гексадецилу (С16) 10%, и Х представляет, например, натрий.

Загустителем может быть, например, сольватируемый, сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из кизельгура, гидроксипропилового кизельгура, карбоксиметилового кизельгура, карбоксиметилгидроксипропилового кизельгура, гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозы, ксантана и их смесей.

Они также могут включать в себя агент сшивания; вещество, разлагающее гель для загустителя, и одну или несколько других добавок.

Еще одним аспектом данного изобретения является способ гидравлического разрыва подземного угольного пласта. Этот способ включает стадию закачки состава жидкости для обработки скважины по стволу скважины в подземный угольный пласт при таком расходе и давлении, которые достаточны для создания или расширения разрыва в формации. Состав жидкости для обработки скважины может содержать описываемые выше компоненты. Альтернативно, используемый в этом способе состав жидкости может не содержать загуститель и/или расклинивающий наполнитель.

Данное изобретение предлагает корректирующую обработку газовых скважин в угольных пластах для повышения обезвоживания и увеличения удаления газа. Данное изобретение полезно как для гидравлического разрыва новых пробуренных скважин, так и для капитального ремонта действующих скважин (например, корректирующий гидравлический разрыв скважины, уже некоторое время являющейся добывающей и в которой в прошлом уже был сделан гидравлический разрыв).

Используемые в данном изобретении поверхностно-активные вещества имеют хорошие характеристики гидрофобного смачивания в присутствии угля и являются эффективными пенообразователями. Поэтому эти поверхностно-активные вещества обладают способностью создания стабильной вспененной жидкости с использованием либо пресной воды, либо рассола, при этом сохраняя естественные свойства поверхности угля, и могут свести к минимуму подвижность и перемещение (миграцию) угольной мелочи, тем самым сохраняя проводимость гидравлического разрыва и проницаемость кливажа. Кроме того, стабильность пены, сформированной с помощью этих поверхностноактивных веществ, снижается с рН, и это обстоятельство будет облегчать очистку пены после обработки гидравлическим разрывом (т.е. очистку можно выполнить с помощью пластовой жидкости, рН которой ниже рН пены).

Краткое описание чертежей

Фиг. 1-4 являются графиками, иллюстрирующими изменение проницаемости угольных частиц пласта после прохождения различных жидкостей через пласт.

Подробное описание предпочтительных воплощений изобретения

Для удаления природного газа, в основном метана, из подземной угольной залежи скважину бурят в подземный угольный пласт и заканчивают и перфорируют (или, альтернативно, заканчивают хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями, или необсаженным стволом) аналогично порядку, используемому при бурении и заканчивании обычной подземной газовой скважины в формации твердой породы. Затем в формации можно осуществить гидравлический разрыв для интенсификации получения подземной текучей среды (жидкости и газы).

Жидкости для гидравлического разрыва обычно содержат водную жидкость-носитель, которую обычно подвергают загущению в целях улучшения ее реологических характеристик и ее способности нести расклинивающий наполнитель. Предпочтительная жидкость для гидравлического разрыва согласно данному изобретению содержит водную жидкость-носитель (например, рассол), сольватируемый и сшиваемый полимер для обеспечения повышенной вязкости, по меньшей мере одно поверхностноактивное вещество и расклинивающий наполнитель. Подходящие сольватируемые полимеры включают кизельгур, гидроксипропиловый ки зельгур, карбоксиметиловый кизельгур, карбоксиметилгидроксипропиловый кизельгур, гидроксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, ксантан и их смеси. Для сшивания или для желатинирования полимера, в целях повышения его способности нести расклинивающий наполнитель и для улучшения его реологических свойств, в состав можно включать сшивающие агенты, такие как бораты, титанаты, цирконаты и/или алюминаты. Необязательно, можно также включать замедляющее сшивание вещество, такое как хеланты или лиганды (например, функционализированные амины, такие как триэтаноламин, или функционализированные карбоновые кислоты, такие как лимонная кислота). Состав может также содержать гель-разлагающие вещества, такие как персульфат аммония (окислители) для разложения вязких гелей и для содействия возвращению жидкостей для гидроразрыва в ствол скважины по завершении гидравлического разрыва. Как правило, для пены не требуются замедляющие агенты.

Состав жидкости для гидравлического разрыва содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, которое будет поддерживать гидрофобную смачиваемость угольной мелочи и которое является эффективным пенообразователем. Подходящим примером такого поверхностно-активного вещества является кокоаминопропионат.

Эти поверхностно-активные вещества имеют цвиттерионный характер. Пена, приготовленная с использованием пресной воды или рассола КС1, будет иметь нейтральный рН. В угольном пласте рН воды часто имеет значение меньше 7. По причине цвиттерионного характера этих пенообразователей пена будет менее стабильной, так как рН жидкости будет пониженным. Поэтому контакт с водой формации поможет разрушению пены, тем самым облегчая ее удаление.

Жидкость для гидравлического разрыва также предпочтительно содержит газ, такой как воздух или азот, для вспенивания жидкости. Газ также содействует процессу очистки скважины после разложения геля. Для образования пены также можно использовать двуокись углерода, и ее можно закачивать даже до обработки гидроразрыва пеной для (1) обеспечения дополнительной энергии для очистки жидкости, (2) обеспечения дополнительного гидростатического давления свыше полученного с применением азота или воздуха, (3) кондиционирования угля; посредством чего двуокись углерода обладает способностью вытеснять метан, адсорбированный на угле.

Необязательно, жидкость для гидроразрыва может дополнительно содержать одну или несколько добавок, таких как дополнительные поверхностно-активные вещества, вспомогательные разлагающие вещества, ингибиторы окалины и бактерициды. Вспомогательные разлагающие вещества служат в качестве катализаторов для повышения активности и характеристик разлагающего вещества при более низких температурах в забое, обычных для гидравлического разрыва скважин угольных пластов с метаном. Состав может также содержать добавку, такую как полиакриламид или подобную, которая снижает давление трения закачки жидкости через насосно-компрессорную колонну, обсадную колонну, кольцевое пространство между насосно-компрессорной и обсадной колоннами, через наземные линии и пр.

Также возможно использовать состав жидкости для гидравлического разрыва, который не содержит какой-либо загуститель. В этом случае жидкость для гидроразрыва может содержать просто воду или рассол, пенообразующее поверхностно-активное вещество и другие необходимые добавки (такие как биоциды).

Методика гидравлического разрыва подземной формации хорошо известна специалистам данной области техники и предусматривает закачку жидкости для гидравлического разрыва в ствол скважины и из него в окружающую формацию. Давление жидкости превышает минимальное ίη δίΐιι напряжение породы, тем самым создавая или расширяя разрывы в формации.

Согласно обычному способу гидравлического разрыва разрыв инициируют путем закачки водной жидкости со свойствами утечки от умеренных до хороших, с низкой полимерной нагрузкой и, как правило, без расклинивающего наполнителя, в формацию. За первоначальной жидкостью, называемой «подбивкой», следует жидкость для гидравлического разрыва повышенной вязкости, несущая сначала небольшие количества, затем - постепенно увеличивающиеся количества расклинивающего наполнителя в гидравлические разрывы. После того как расклинивающий наполнитель будет помещен в гидравлические разрывы, разрывающее давление снимают, и разрывы частично замыкаются по отношению к расклинивающему наполнителю, который удерживает разрывы в частично открытом, очень проницаемом состоянии.

Несмотря на то, что составы по изобретению описываются здесь как содержащие определенные материалы, следует понимать, что состав может необязательно содержать два или более химических различных материалов. Например, состав может содержать смесь двух или более пенообразующих поверхностно-активных веществ, имеющих вышеуказанные характеристики.

Изобретение далее поясняется приводимыми ниже примерами.

Пример 1.

Испытание на смачиваемость было проведено с помощью модификации способа, описан ного в ΑΡΙ Ви11е!ш ЯР 42. Порядок проведения испытания:

1. В стеклянный сосуд наливают 50 мл 2% КС1 и добавляют поверхностно-активное вещество.

2. В раствор, приготовленный на стадии 1, добавляют 5 г измельченного угля и смешивают в течение 60 с.

3. Сливают жидкость с суспензии, полученной на стадии 2, в другой стеклянный сосуд.

4. Добавляют 50 мл окрашенного керосина в сосуд, содержащий слитую с осадка жидкость.

5. Твердые частицы угля помещают в сосуд, полученный на стадии 4.

6. Наблюдают цвет и диспергируемость частиц угля.

Уголь был в виде крупных кусков выветренного (гидрофильно-смоченного) материала. Использованные поверхностно-активные вещества приводятся в табл. 1.

Таблица 1

Поверхностно-активное вещество	Химическая характеристика
А	Тридециловый спирт с разветвленной цепью (7 молей ЭО и 2 моля ЭО)
В	Анионный этоксилированный сульфат аммония простого эфира с жирным спиртом
С	Катионная полимерная четвертичная соль, описанная как «поликват»
Б	Катионная смесь четвертичного амина и алканоламина
Е	Анионная/катионная смесь четвертичного амина и ароматического гликолевого эфира
Р	Кокоаминопропионат
О	Катионный четвертичный амин

Предполагается, что поверхностноактивные вещества Си Р оба имеют изоэлектрическую точку где-то около рН 4.

Все поверхностно-активные вещества испытывались при концентрации 2 галлона поверхностно-активного вещества/1000 галлонов рассола. Окрашенный керосин получали растворением 0,1 г красителя в 700 мл керосина.

После выполнения описанных выше испытаний смеси рассола, керосина и частиц угля интенсивно встряхивали в течение 10 с. Для фиксирования результатов через 0, 15 и 30 мин использовали видеокамеру.

Испытание на пенообразование выполняли в соответствии со следующим порядком.

1. В 1-литровом калиброванном сосуде: 1 мл поверхностно-активного вещества добавляют в 200 мл 2% КС1.

2. Автотрансформаторный регулятор скорости для смесителя ХУаппд устанавливают на 0 и смеситель устанавливают на высокое значение.

3. Постепенно увеличивают значение автотрансформатора до достижения максимальной устойчивой высоты пены. Если жидкость колеблется, то значение автотрансформатора уменьшают и потом медленно его увеличивают до достижения устойчивой высоты пены. Максимальное значение выдерживают в течение 15 с.

4. Выключают питание смесителя и сразу регистрируют высоту пены и включают таймер. Регистрируют время, необходимое для того, чтобы 100 мл собрались на дне смесительного сосуда.

Результаты испытаний по смачиванию и пенообразованию приводятся ниже в табл. 2.

Таблица 2

Эксп. №	Поверхностно-активное вещество	Смачиваемость	Хорошее пенообразование	Время полураспада пены, мин: с
1-1	А	Гидрофоб.	Нет	Пена отсутствует
1-2	В	Гидрофил.	Да	4:40
1-3	С	Гидрофил.	Да	3:20
1-4	Б	Гидрофил.	Да	4:20
1-5	Е	Гидрофил.	Да	3:00
1-6	Р рН=7	Гидрофоб.	Да	5:10
1-7	Р рН=5	Гидрофоб.	Да	4:00
1-8	О	Гидрофил.	Да	4:10

Как видно из табл. 2, только поверхностноактивное вещество Р обеспечило хорошие гидрофобную смачиваемость и устойчивую пену. Образцы наблюдали в течение 45 мин.

Эксперимент 1-1.

Предварительные испытания поверхностно-активного вещества А - как в лабораторных, так и в производственных условиях - показали, что эта добавка имеет превосходные обезвоживающие свойства для скважин угольных пластов с метаном, в результате чего увеличивается добыча природного газа из таких скважин. Данное испытание поверхностно-активного вещества А также демонстрирует, что эта добавка увеличит обезвоживание угля благодаря очень сильной гидрофобной смачиваемости. Визуальное наблюдение результатов этого эксперимента ясно продемонстрировало захват угольной мелочи в дизельной фазе над поверхностью раздела масла-воды. Более крупные смоченные частицы гидрофобно-смоченного угля были задержаны на поверхности раздела за счет сильной смачиваемости. Водная фаза была исключительно прозрачной. Это указывает на то, что весь уголь был захвачен в фазу масла или осел на дне за счет разницы плотности, тем самым демонстрируя значительную тенденцию гидрофобной смачиваемости поверхностно-активного вещества А. Оценка в отношении угля на дне сосуда для образца показала состояние гидрофобной смачиваемосги по причине значительного комкования отдельных частиц угля. При наклоне сосуда уголь не двигался до тех пор, пока дно сосуда не достигало очень большого значения угла (>60°), и тогда частицы угля двигались как единая масса, указывая на значительное их притяжение друг к другу.

Эксперимент 1-3.

Поверхностно-активное вещество С создало устойчивую эмульсию керосиновой и водной фаз. Водная фаза не осветлилась в течение 30 мин, отчасти из-за присутствия эмульсии и отчасти из-за присутствия угольной мелочи. Высокая концентрация угольной мелочи в водной фазе указывала на гидрофильную смачиваемость угля. До встряхивания текучесть крупных угольных частиц проверялась наклоном сосуда, и в этом испытании угольные частицы имели свободную текучесть, не сцепляясь друг с другом, и двигались при относительно небольшом значении угла (<45°). Свободная текучесть частиц в водной фазе указывала на гидрофильную смачиваемость.

Эксперимент 1-4.

Поверхностно-активное вещество Ό проявило сильную гидрофильную смачиваемость угля, поскольку на поверхности раздела имелись немногие, если имелись, частицы угля, и большинство частиц находилось в водной фазе. Имелась значительная концентрация угольных частиц, приставших к сосуду в водной фазе. Частицы в водной фазе не проявляли тенденции к комкованию при наклоне сосуда, также указывая на гидрофильную смачиваемость.

Эксперимент 1-6.

Эксперимент был проведен с использованием поверхностно-активного вещества Р. В фазе масла наблюдалось значительное количество угольных частиц, собиравшихся непосредственно над поверхностью раздела масла-воды, тем самым указывая на сильную тенденцию гидрофобной смачиваемости этого поверхностно-активного вещества. В водном слое частицы не были диспергированы. Несколько крупных частиц угля даже были захвачены в масляную фазу. Силы выталкивания смогли двигать эти крупные частицы вверх к фазе масла даже после того, как разность плотности первоначально погрузила эти частицы на дно сосуда. При наклоне угольные частицы комковались вместе на дне сосуда.

Эксперимент 1-8.

В этом эксперименте использовалось поверхностно-активное вещество С. Хотя образец был мутным, было очевидно, что данный материал не обеспечил хорошей гидрофобной смачиваемости, так как и слой фазы масла, и поверхность раздела масла-воды по существу ни имели угольных частиц, и угольные частицы в водной фазе быстро осели без комкования. Некоторая угольная мелочь прилипла к сосуду в водной фазе, указывая на тенденции гидрофильной смачиваемости. Лежавшие на дне сосуда угольные частицы имели свободную и независимую друг от друга текучесть при наклоне сосуда, также демонстрируя состояние гидрофильной смачиваемости угольных частиц.

Поскольку только поверхностно-активное вещество Р отвечало критериям и смачиваемости, и пенообразования, оно было выбрано для последующей проверки стабильности пены.

Испытания по стабильности пены были проведены с поверхностно-активным веществом Р при рН=7 и рН=5. Период полураспада пены продолжался 5 мин и 10 с при рН=7. Период полураспада сократился до 4 мин при рН=5. Первоначальная высота пены была также меньшей при более низком рН. Когда изопропиловый спирт был добавлен к поверхностноактивному веществу Р, тогда период полураспада пены при рН=7 сократился до 4:40.

Пример 2.

Испытания были проведены для оценки способности поверхностно-активного вещества сохранять относительную проницаемость по воде, протекавшей через колонку свежего угля. Уголь измельчили или раздробили до частиц размером менее 1/4 дюйма (0,63 см). Этот материал затем был помещен в плексигласовую трубку, сообщавшуюся с источником воды сверху трубки. Течение воды поддерживали при постоянном перепаде давления в набивке, и количество вытекающего потока измеряли внизу набивки как функцию времени, чтобы вычислить проницаемость. Средняя проницаемость колонки с частицами угля размером менее 1/4 дюйма составляла около 10 дарси.

Уголь для этих испытаний был получен из формации РгшДаиб Соа1 «Фрутлэнд Коул», которая находится в угольном бассейне Сан-Хуан в Нью-Мексико. Уголь был получен непосредственно из действующей шахты и доставлен в герметизированном контейнере в течение ночи, чтобы свести к минимуму старение образца. Испытания были проведены путем определения базовой проницаемости по воде через набивку и затем путем введения одного объема порового пространства оцениваемой системы. После этого введения течение воды через набивку было восстановлено и определено изменение проницаемости. Еще одно важное наблюдение заключалось в том, чтобы отметить перемещение любой угольной мелочи через набивку и отметить ее присутствие в вытекающем потоке. Это явление обычно связывают с резким снижением проницаемости набивки, что указывает на то, что данная добавка не сохранила естественное гидрофобно-смоченное состояние угля и поэтому она не может предотвратить мобилизацию угольной мелочи.

Испытания были сосредоточены на поверхностно-активном веществе Р, но также в качестве точки отсчета были проведены и другие испытания, чтобы проиллюстрировать преимущество этой добавки по сравнению с обычными пенообразователями. Фиг. 1 показывает влияние поверхностно-активного вещества Р на проницаемость угольной набивки при концентрации 2 и 4 галлона на 1000. Важно отметить, что рекомендованная концентрация для поверхностно-активного вещества Р как пенообразователя составляет 2 гал./1000. Концентрация в 4 гал./1000 была испытана, чтобы убедиться в отсутствии отрицательного воздействия из-за перенасыщения. По данным визуального наблюдения было отмечено, что снижение проницаемости при концентрации 4 гал./1000, по всей вероятности, было обусловлено блокировкой пены в каналах проницаемости. Это могло быть последствием избыточного поверхностноактивного вещества или иного механизма. И с той, и с другой концентрацией результаты были достаточно приемлемыми, так как процент сохраняемой проницаемости составлял 95% для концентрации 2 гал./1000 и 80% для концентрации 4 гал./1000.

Наиболее распространенный пенообразователь, используемый в настоящее время для гидравлического разрыва залежей в угольных пластах, имеет анионную природу (упомянутый здесь как поверхностно-активное вещество Н), содержит этоксилированный сульфат аммония простого эфира с жирным спиртом с более низкой концентрацией, чем поверхностно-активное вещество В, и обычно его вводили при концентрации 5 гал./1000. Фиг. 2 показывает результаты испытаний для одного объема порового пространства этого материала. Произошло резкое уменьшение проницаемости после введения поверхностно-активного вещества в набивку. Визуальное наблюдение также отметило присутствие угольной мелочи в вытекающем потоке после введения жидкости, содержащей поверхностно-активное вещество Н. Этот эффект, связанный с почти 50% снижением сохраняемой проницаемости, может иметь очень вредное влияние на кратко- и долгосрочную продуктивность скважины угольных пластов с метаном. Выделение угольной мелочи указывает на изменение смачиваемости по той причине, что смоченный материал не мобилизуется в несмачивающей фазе. Это просто означает, что гидрофобно-смоченная угольная мелочь (смоченный материал) не будет иметь тенденции к мобилизации в воде (несмачивающая фаза), текущей через набивку. Если смачиваемость поверхности угля и мелочи изменится, то тогда можно будет транспортировать мелочь через набивку с водой.

Одним из основных аспектов испытания образцов угля является содержание (состав) и химическое состояние испытываемого угля. Разные сорта угля дадут разные по величине результаты, но относительный эффект останется одним и тем же. Когда поверхностно-активное вещество А разрабатывалось, его испытывали со многими разными типами угля, выветрившегося и пр. в разной степени. Было обнаружено, что поверхностно-активное вещество А все же показывает улучшенные результаты с точки зрения протекания через угольную набивку независимо от состояний. Поэтому было решено проводить испытания с поверхностно-активным веществом А, и потом - с поверхностноактивным веществом Р, чтобы определить, реагирует ли уголь нормально на поверхностноактивное вещество А, и удостовериться в том, что поверхностно-активное вещество Р все еще эффективно. Фиг. 3 иллюстрирует результаты этой проверочной последовательности при введении одного объема порового пространства поверхностно-активного вещества А при концентрации 2 гал./1000 и последующего введения одного объема порового пространства поверхностно-активного вещества Р при рекомендованной концентрации 2 гал./1000. Результаты показывают почти 100% сохраняемую проницаемость в этих условиях. Это испытание целесообразно для предварительной промывки пены, использованной для обработки разрыва, поверхностно-активным веществом А или для повторного гидравлического разрыва в скважине, где ранее было закачано поверхностноактивное вещество А.

Заключительное испытание предназначалось для оценки еще одного анионного пенообразователя (поверхностно-активное вещество В), который является наиболее широко используемым пенообразователем вне скважин угольных пластов с метаном. Показанные на фиг. 4 результаты очень похожи на результаты, полученные с анионным пенообразователем, который применяют для гидравлического разрыва скважин угольных пластов с метаном (поверхностно-активное вещество Н). Как и с поверхностно-активным веществом Н, угольная мелочь визуально наблюдалась в вытекающем потоке после введения поверхностно-активного вещества В. В производственных условиях эта мобилизация угольной мелочи будет гораздо более вредной, где она может заполнять ствол скважины над перфорацией, требуя в связи с этим очистки, закупоривать и повреждать оборудование для механизированной добычи и блокировать кливажную систему «артерии» угольной системы при образовании текучей среды.

Приведенное выше описание конкретных воплощений изобретения не предназначается для того, чтобы быть полным перечнем всех возможных его осуществлений. Специалистам в данной области техники будет ясно, что в описанных здесь конкретных воплощениях возможны модификации, которые будут входить в объем данного изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Состав жидкости для обработки скважины, содержащий жидкость-носитель, загуститель, амфотерное поверхностно-активное веще13 ство и расклинивающий наполнитель, где поверхностно-активное вещество содержит алкиламинокарбоновую кислоту или карбоксилат.
2. Состав по п.1, где состав является пеной, которая содержит газ, выбранный из группы, состоящей из азота, воздуха и двуокиси углерода.
3. Состав по п.1, где поверхностноактивное вещество имеет формулу Κ-ΝΗ₂(СН₂)_П-С(О)ОХ, где К представляет насыщенную или ненасыщенную алкильную группу, имеющую от 6 до 20 атомов углерода; η представляет число от 2 до 6; Х представляет водород или солеобразующий катион.
4. Состав по п.3, где поверхностноактивное вещество содержит алкиламинопропионовую кислоту или пропионат.
5. Состав по п.4, где поверхностноактивное вещество является кокоаминопропионатом.
6. Состав по любому из пп.1-5, где загустителем является сольватируемый, сшиваемый полимер, выбранный из группы, состоящей из кизельгура, гидроксипропилового кизельгура, карбоксиметилового кизельгура, карбоксиметилгидроксипропилового кизельгура, гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозы, ксантана и их смесей.
7. Состав по п.6, дополнительно содержащий сшивающий агент.
8. Состав по п.7, дополнительно содержащий вещество, разлагающее гель, для загустителя.
9. Состав по п.8, дополнительно содержащий вспомогательное вещество для разлагающего вещества.
10. Состав по любому из пп.1-9, дополнительно содержащий добавку, которая снижает давление трения, возникающее при перекачке состава жидкости через насосно-компрессорную колонну скважины.
11. Способ гидравлического разрыва подземного угольного пласта, включающий стадию закачки состава жидкости для обработки скважины по любому из пп.1-10 по стволу скважины в подземный угольный пласт при таком расходе и давлении, которые достаточны для гидравлического разрыва формации; причем состав жидкости для обработки скважины содержит жидкость-носитель и амфотерное поверхностноактивное вещество, содержащее алкиламинокарбоновую кислоту или карбоксилат.
12. Способ по п.11, дополнительно включающий закачку двуокиси углерода по стволу скважины в подземный пласт до закачки состава жидкости для обработки скважины.