EA005909B1

EA005909B1 - Новая жидкая система, имеющая регулируемую обратимую вязкость

Info

Publication number: EA005909B1
Application number: EA200400842A
Authority: EA
Inventors: Фрэнк Ф. Чан; Дянькуй Фу
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2001-12-21
Filing date: 2002-12-06
Publication date: 2005-06-30
Also published as: EP1456504B1; EG23268A; DE60221431D1; US7288505B2; AU2002364282A1; AU2002364282B2; CN1604987A; MXPA04005480A; WO2003054352A1; US7119050B2; CA2469259C; EA200400842A1; CN100335746C; EP1456504A1; ATE368173T1; US20060276346A1; DK1456504T3; NO20043106L; US20030119680A1; CA2469259A1

Abstract

Данное изобретение относится к способам обработки подземного резервуара углеводородов, включающим контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, поверхностно-активное вещество, действующее как гелеобразующий агент, состоящее в основном из эруциламидопропилбетаина (или его протонированного/депротонированного гомолога или соли). Кроме того, обрабатывающий раствор может содержать низший н-спирт для улучшения температурной стабильности.

Description

Техническая область изобретения

Изобретение относится к жидким композициям, вязкость которых можно осторожно регулировать от очень низкой вязкости до вязкости, достаточной, чтобы действовать как барьер дальнейшему течению. Более конкретно, изобретение относится к закупоривающим жидкостям, используемым для интенсификации углеводородных пластов, т.е. для увеличения производства нефти/газа из пласта.

Введение в технологию

Углеводороды (нефть, природный газ, и т.д.) получают из подземных геологических пластов (т.е., резервуара) посредством бурения скважины, которая пронизывает пласт, несущий углеводороды, что приводит, таким образом, к градиенту давления, который заставляет жидкость течь от резервуара к скважине. Часто производительность скважины ограничена из-за плохой проницаемости, имеющей место либо из-за природной плотности пластов, либо из-за повреждений пласта, возникающих обычно в результате предыдущей обработки скважины, такой как бурение, очистка и т. д.

Чтобы увеличить нетто-проницаемость резервуара, принято проводить интенсификацию скважины. Наиболее традиционный способ интенсификации состоит во введении кислоты, которая реагирует с повреждением или частью пласта и растворяет их, создавая таким образом альтернативный путь углеводородам для движения через пласт к скважине. Этот метод, известный как кислотная обработка, может в известных случаях привести к гидроразрыву, если скорость введения и давление достаточны, чтобы вызвать образование разрыва в резервуаре.

Распределение жидкости является критичным для интенсифицирующей обработки. Естественные резервуары часто гетерогенны; кислая жидкость предпочтительно должна поступать в площади с более высокой проницаемостью, вместо того, чтобы обрабатывать площади, где обработка наиболее необходима. Аналогично, кислотная обработка имеет тенденцию удалять те повреждения, которые легче доступны из-за более низкой степени повреждения или более высокой проницаемости. Любой дополнительный объем кислой жидкости идет по пути наименьшего сопротивления, не будучи в состоянии ликвидировать наиболее важные повреждения. Критический характер распределения жидкости усугубляется тем, что кислота реагирует чрезвычайно быстро и, следовательно, расходуется почти мгновенно и, следовательно, не доступна для обработки еще не обработанных площадей.

Для регулирования распределения обрабатывающих растворов могут применяться различные методы. Механические методы включают, например, использование уплотняющих шариков и пакеров и размещение гибких насосно-компрессорных труб, чтобы разбрызгать жидкость именно по интересующей зоне. В не механических методах обычно используют гелеобразующие агенты как закупоривающие агенты для временного уменьшения площадей высокой проницаемости и увеличения доли обрабатываемой зоны, которая является частью площадей с низкой проницаемостью. Конечно, закупоривающий агент не должен сам повреждать резервуар и, следовательно, важно, чтобы его можно было легко удалить после кислотной обработки, так, чтобы зоны повышенной проницаемости оставались такими.

Большинство промышленных закупоривающих агентов основаны на сетчатых полимерах. К сожалению, эти системы оставляют осадки в пласте, которые могут повредить пласт, приводя к уменьшению производства углеводородов. Кроме того, реакция сшивки легко подвержена воздействию химии пласта, примесей в насосном оборудовании, и так далее.

Известно также об использовании самозакупоривающихся жидкостей, обычно состоящих из соляной кислоты, смешанной с гелеобразующим агентом и сшивающим агентом, чувствительным к рН. Самозакупоривающиеся жидкости обычно составлены так, чтобы образовывать гель при промежуточных значениях рН, когда кислота частично нейтрализовалась. Самозакупоривающиеся системы, не основанные на химии поперечной сшивки, описаны со ссылкой на вязкоупругие ПАВ в патенте США № 4695389 (см. также цитированные там патент США № 4324669 и патент Великобритании № 2012830), который имеет того же патентовладельца, что и настоящая заявка. Системы, основанные на вязкоупругих ПАВ, проявляют очень низкие потери на трение и, следовательно, легко нагнетаемы и при этом все же образуют гель в забое скважины. Патент США № 4695389 раскрывает вязкоупругий гелеобразующий агент на основе ПАВ, предназначенный для использования в кислотном гидроразрыве. Особенно предпочтительным вариантом исполнения является жидкость, содержащая соль М,И-бис(2-гидроксиэтил)-жирного амина и уксусной кислоты (гелеобразующий агент), ацетаты щелочных металлов, уксусную кислоту (кислоту, которая фактически ликвидирует повреждение в пласте), и воду.

Улучшенные самозакупоривающиеся системы были описаны в заявке на патент США 09/419842, имеющие общего патентовладельца с настоящей заявкой, и в соответствующей ей международной заявке на патент \УО 01/29369. Эта заявка, введенная здесь ссылкой, предлагает рецептуры, подходящие для кислотной обработки, включающие амфотерное ПАВ, которое переходит в гель, когда кислота расходуется, в присутствии активирующего количества вторичного ПАВ и поливалентных катионов, обычно образующихся в кислой реакции с пластом. Когда гелеобразующий агент смешан с соляной кислотой, вторичный ПАВ предотвращает гелеобразование раствора; раствор переходит в гель, когда рН становится выше 2.

В предпочтительном исполнении амфотерное ПАВ является олеилпропилбетаином формулы

- 1 005909

а вторичное ПАВ является предпочтительно додецилбензолсульфонатом натрия.

Составы, известные из заявки на патент США 09/419842 и соответствующей ей международной заявки \νϋ 01/29369, нашли лишь ограниченное промышленное применение из-за ограничений по температуре. В частности, рецептуры на основе олеиламидопропилбетаина и додецилбензолсульфоната натрия могли использоваться только для температуры ниже 200°Р (93°С), тогда как рынок кислотной обработки карбонатов требует более высоких температур вплоть до примерно 300°Р (около 150°С).

Поэтому целью настоящего изобретения является предложить новые самозакупоривающиеся кислотные составы с улучшенной температурной стабильностью.

Краткое содержание изобретения

Согласно первому варианту исполнения настоящего изобретения разработан способ для интенсификации подземного углеводородного резервуара, включающий контактирование пласта с обрабатывающим раствором, состоящим из кислоты, эруциламидопропилбетаина (или его протонированного или депротонированного гомолога или соли), и н-спирта, обычно выбранного из метанола и/или этанола, и, наиболее предпочтительно, являющегося метанолом. Рецептура согласно настоящему изобретению может также включать различные стандартные добавки, такие как ингибиторы коррозии, средства, не допускающие эмульгирования, и регуляторы уровня железа.

Что касается композиций, известных из заявки на патент США 09/419842, композиции настоящего изобретения при добавлении кислоты к основной жидкости, состоящей из воды и вязкоупругого ПАВ (эруциламидопропилбетаина), имеют вязкость, близкую к вязкости воды. Вязкий гель начинает образовываться, когда кислота расходуется на реакцию с пластом карбоната. Гель сохраняет высокую вязкость, так что при нагнетании может достигаться непрерывная закупорка. После завершения работы и возобновления добычи углеводородов добытые углеводороды снижают вязкость геля до значения, близкого к вязкости воды, не оставляя осадка.

Наиболее предпочтительные композиции настоящего изобретения включают метанол, предпочтительно при концентрации примерно от 0,1 до 10 об.%, наиболее предпочтительно при концентрации примерно от 1 до 2 об.%. Метанол выполняет в основном две функции: он компенсирует любые потери спиртового растворителя при смешении жидкостей перед нагнетанием (ВЕТ-Е, как он поставляется, содержит около 22% изопропилового спирта, однако добавление большего количества изопропилового спирта будет иметь негативное влияние на вязкость жидкости при высокой температуре. ВЕТ-Е в нейтрализованной кислоте требует определенного уровня концентрации спирта, чтобы иметь оптимальные характеристики жидкости) и улучшает растворимость ПАВ ВЕТ-Е при высокой концентрации отработанной кислоты при высокой температуре, предотвращая потенциально возможное фазовое отделение ПАВ от рассола, улучшая таким образом стабильность геля при высокой температуре. Следовательно, система настоящего изобретения не требует добавления вторичного ПАВ. В большинстве случаев вторичное ПАВ с более короткими углеводородными цепями снижает стабильность геля при высоких температурах.

Кислота выбрана из группы, состоящей из соляной, смеси соляной и фтористо-водородной кислот, фтороборной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, малеиновой кислоты, лимонной кислоты, уксусной кислоты и муравьиной кислоты. Согласно одному предпочтительному исполнению изобретения, кислота является соляной кислотой и добавляется в концентрации примерно от 3 до 28 вес.%, более типично примерно от 15 до 28%.

Согласно одному предпочтительному исполнению изобретения, вязкоупругое ПАВ добавляется в концентрации примерно от 1 до 4% от веса активного вещества (ПАВ обычно поставляется в растворе). Наиболее предпочтительно, ПАВ добавляется в активной концентрации примерно от 2 до 3 вес.%. Могут использоваться более высокие концентрации, в зависимости от диапазона проницаемости пласта и границы раздела.

В наиболее предпочтительном исполнении, для случаев применения, когда статическая температура забоя меняется примерно от 25 до 150°С, рекомендуется рецептура, содержащая 3 вес.% вязкоупругого ПАВ и 1 об.% метанола.

В отличие от других материалов для закупорки, жидкости по изобретению могут быть закачены как единственная жидкость, которая будет одновременно интенсифицировать и закупоривать. Она может быть закачена в бурильные трубы или, согласно предпочтительному исполнению, распределена с использованием насосно-компрессорных труб, поднимающихся и опускающихся при введении кислотного состава. Согласно другому варианту исполнения, жидкость нагнетается в несколько стадий, альтернативно, на стадиях регулярной кислотной обработки.

- 2 005909

Правилом для кислотной обработки является то, что рецептуры обычно содержат ингибиторы коррозии, наиболее предпочтительно на основе четвертичных аминов. Обычно могут добавляться дополнительные агенты, такие, например, как средство, не допускающее эмульгирования, и агент, снижающий содержание железа, хелатообразователь. Следует отметить, что рецептура настоящего изобретения чувствительна к железу, в частности, к ионам трехвалентного железа. Поэтому перед кислотной обработкой рекомендуется предварительная промывка с агентом, снижающим содержание железа, и хелатообразователем. Хотя рецептура изобретения совместима с малыми концентрациями средства, не допускающего эмульгирования, для предотвращения образования эмульсии и осадка хорошей практикой является также предварительная промывка скважины взаимным растворителем, предпочтительно низкомолекулярными простыми эфирами, сложными эфирами и спиртами, и, более предпочтительно, монобутиловым эфиром этиленгликоля.

Хотя настоящее изобретение направлено в первую очередь на кислотную обработку породы, оно полностью применимо к близкому к методам интенсификации кислотному гидроразрыву, который очень похож, но включает нагнетание кислоты при давлениях, достаточных или превышающих давление разрыва пласта (минимальное напряжение горной породы ίη δίΐιι). Для удобства, в данной заявке внимание сфокусировано на кислотной обработке породы.

Краткое описание чертежей

Указанные выше и ниже цели, характеристики и преимущества настоящего изобретения будут лучше поняты со ссылкой на приложенное подробное описание и на чертежи, на которых фиг. 1А и 1В показывают профиль вязкости растворов, содержащих эруциламидопропилбетаин, как функцию расхода НС1 (ось X показывает процент нейтрализованной НС1, с исходным значением 15% (1А) и 20% (1В), другими словами, 8%, показанных на графике 1В, указывает, что в растворе еще имеется 12% НС1;

фиг. 2 показывает профиль вязкости при скорости сдвига 40 с^-1 для двух гелей, с добавленным метанолом и без него, при температуре, меняющейся от комнатной температуры до примерно 150°С;

фиг. 3 - профиль вязкости гелей, с добавлением метанола или без него, как функцию температуры и скорости сдвига;

фиг. 4 - профиль вязкости различных гелей с различными концентрациями метанола как функцию температуры;

фиг. 5 - сравнительные профили вязкости различных гелей без спирта, метанола и этанола, для геля, содержащего нейтрализованной 28% НС1;

фиг. 6 показывает сравнительные профили вязкости различных гелей без спирта, метанола и этанола для геля, содержащего нейтрализованной 15% НС1;

фиг. 7 - профиль вязкости различных отработанных гелей с различными концентрациями изопропанола как функцию температуры;

фиг. 8 показывает профиль вязкости различных отработанных гелей с различными концентрациями метанола как функцию температуры.

Композиция настоящего изобретения является эруциламидопропилбетаином - амфотерным ПАВ, имеющим общую формулу

Развитие вязкости раствора, содержащего эруциламидопропилбетаин, в ходе нейтрализации кислоты показано на фиг. 1А и 1В. Тест на фиг. 1А проводился при комнатной температуре с раствором, содержащим 15% НС1 и 3 вес.% эруциламидопропилбетаина. Для второго теста, показанного на фиг. 1В, раствор содержал 20% НС1 и 3 вес.% эруциламидопропилбетаина. Отметим, что на обеих фигурах ось X показывает процент израсходованной НС1, начиная с исходного содержания 15% (фиг. 1 А) или 20% (фиг. 1В). Другими словами, на фиг. 1В, 8%, показанные на графике, указывают, что в растворе все еще осталось 12% НС1). Вязкость измеряли при скорости сдвига 170 с^-1. Как только начинался расход, вязкость увеличивалась. Следует отметить, что на практике гель позднее разрушится углеводородами подземного пласта.

Фиг. 2А показывает вязкость (в логарифмической шкале) геля при повышенной температуре. Гель готовили добавлением сначала 0,6% ингибитора коррозии и 2% вспомогательного ингибитора коррозии 20% в растворе НС1 с метанолом или без него. Затем добавляли ПАВ в раствор при активной концентрации 3 вес.%. После того, как смесь хорошо диспергировали, она могла реагировать с порошком СаСО3, пока кислота не нейтрализуется до величины рН от 3,5 до 4 при 180°Р. Вязкоупругий гель образуется, когда рН достигает значений более чем 2-2,5. Гель загружают в реометр Рапп 50 для измерения вязкости (в сантипуазах или миллипаскаль на секунду) при определенных температурах, при скорости сдвига 40 с^-1.

- 3 005909

Гель, который не содержит метанола, имеет профиль вязкости, показанный пунктирной линией. Гель достигает пика вязкости при температуре в интервале от 120 до 130°Р (около 50°С). При более высокой температуре вязкость резко падает, а затем от 150 до 200°Р (от около 65°С до примерно 93°С) идет пониженное плато при значении около 100 сП. Добавление метанола (сплошная линия) вредно для качества геля при более низких температурах, но помогает расширить интервал температур, при которых гель обнаруживает максимальную вязкость.

Фиг. 2В показывает вязкость геля при скорости сдвига 100 с^-1 при повышенной температуре. Гель готовили, делая 42% раствор СаС1₂ (соответствует 28% НС1, израсходованной с СаСО₃), с метанолом или без него, и добавляя ПАВ к раствору в активной концентрации 3 вес.%. Гель, который не содержит метанола, имеет профиль вязкости, показанный пунктирной линией. Гель достигает пика вязкости при температуре примерно от 150 до 130°Р (около 65°С). При более высокой температуре вязкость резко падает, а затем идет более низкое плато при температуре около 200°Р (около 93°С). В этом тесте добавление метанола (сплошная линия) благоприятно для качества геля при более низких температурах и более высокой температуре.

На фиг. 3 показана вязкость геля при различных скоростях сдвига (40, 100, и 170 с^-1). Гели приготовлены таким же образом, как описано в примере фиг. 2А, за исключением начальной концентрации НС1. В текущем примере концентрация используемой НС1 равна 28%, тогда как в предыдущем примере концентрация кислоты до нейтрализации равна 20%. Затем в раствор добавляют ПАВ ВЕТ-Е при активной концентрации 3 вес.%.

Чтобы лучше пояснить сдвигающую среду, действию которой гель подвергается при обработке скважины, реология представлена серией кривых, соответствующих различным скоростям сдвига (полые метки для гелей без метанола, заполненные метки - с метанолом; вязкости при скоростях сдвига, равных соответственно 40, 70 и 170, показаны соответственно кружками, квадратиками и треугольниками). Для геля без метанола кривые показывают почти постоянную вязкость от 75 до 175°Р, затем вязкость резко падает при температуре от 175 до 225°Р, после чего в интервале от 225 до 300°Р идет пониженное плато. Вторая серия представляет гель, сделанный с 10 об.% метанола. Вязкость увеличивается от 75 до 200°Р и сохраняется в виде плато до 250°Р, а затем идет легкое снижение до 300°Р.

Фиг. 4 показывает вязкость гелей, аналогичных гелям на предыдущей фиг. 3, содержащих, таким образом, 3 вес.% ПАВ и 28% НС1, с различными объемными концентрациями метанола. Шесть протестированных композиций содержат соответственно 0% метанола, 1, 4, 6, 8 и 10%. Добавки всего 1% метанола достаточно для существенного улучшения вязкости при температурах в интервале примерно от 200 до 250°Р (примерно от 93 до 120°С) . При более высоких концентрациях метанола температурный предел может быть расширен до примерно 300°Р (около 150°С) . Для протестированной рецептуры наилучшие результаты были получены с композициями, содержащими примерно от 6 до 8% метанола. Более высокие концентрации метанола ведут к уменьшению вязкости геля при пониженной температуре.

Фиг. 5 показывает, что этанол также помогает расширить максимум температуры для использования геля, но в гораздо меньших пределах. Фиг. 5 показывает результаты, полученные с гелями, похожими на гели фиг. 3 и 4. Пунктирная линия соответствует гелю без спирта; полые квадраты - гелю с 1% метанола, заполненные треугольники - гелю с 1% этанола.

Фиг. 6 показывает аналогичные результаты, полученные с раствором, содержащим всего 15% НС1. Этанол не оказался эффективным. Тесты показали, что для 15% НС1, раствор, содержащий 5% этанола, не образует геля при нейтрализации кислоты.

Фиг. 7 и 8 показывают результаты, полученные с растворами, которые не содержат соляной кислоты, чтобы получить профиль вязкости, подобный одному из отработанных гелей. Фиг. 7 показывает эффект добавления изопропанола. Как можно видеть, хотя хорошие характеристики могут быть получены с примерно 2% изопропанола, жидкость очень чувствительна к изменению количества изопропанола. В результате любое испарение изопропанола при работе испортит характеристики жидкости. С другой стороны, добавление метанола будет минимизировать эффект испарения растворителя без снижения характеристик жидкости, как показано на фиг. 8. Следовательно, обычно предпочтительны концентрации метанола примерно от 1 до 8 об.%.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ,

1. Способ обработки подземного резервуара углеводородов, включающий контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, спирт и ПАВ, действующее как агент гелеобразования, состоящее в основном из эруциламидопропилбетаина или его протонированного/депротонированного гомолога или соли.
2. Способ по п.1, в котором указанная кислота выбрана из группы, состоящей из соляной кислоты, смеси фтористо-водородной кислоты и соляной кислоты, уксусной кислоты и муравьиной кислоты.
3. Способ по п.2, в котором указанная кислота присутствует в указанной жидкости в концентрации по меньшей мере 15 вес.%.

- 4 005909
4. Способ по п.1, в котором указанный спирт выбран из группы, состоящей из метанола, этанола и изопропанола.
5. Способ по п.4, в котором указанный спирт является метанолом и присутствует в указанной жидкости в концентрации от 0,1 до 10 об.%.
6. Способ по п.1, в котором указанная кислота присутствует в указанной жидкости в концентрации от 3 до 28 вес.%.
7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором обрабатывающий раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из ингибиторов коррозии, средств, не допускающих эмульгирования, агентов, снижающих содержание железа, и хелатообразователей.
8. Способ по п.1, в котором эруциламидопропилбетаин присутствует в указанной жидкости в концентрации от примерно 1 до примерно 4 вес.%.
9. Способ по п.1, включающий контактирование пласта со смесью растворителей и затем контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, метанол, и эруциламидопропилбетаин.