BR112017005436B1 - Composição quebradora não emulsificada aquosa para uso em um fluido de tratamento aquoso, fluido de tratamento aquoso, método para manter uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso e método para fraturamento de uma formação subterrânea - Google Patents
Composição quebradora não emulsificada aquosa para uso em um fluido de tratamento aquoso, fluido de tratamento aquoso, método para manter uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso e método para fraturamento de uma formação subterrânea Download PDFInfo
- Publication number
- BR112017005436B1 BR112017005436B1 BR112017005436-1A BR112017005436A BR112017005436B1 BR 112017005436 B1 BR112017005436 B1 BR 112017005436B1 BR 112017005436 A BR112017005436 A BR 112017005436A BR 112017005436 B1 BR112017005436 B1 BR 112017005436B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- treatment fluid
- aqueous
- aqueous treatment
- emulsified
- composition
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 224
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 119
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims description 150
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 18
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title claims description 10
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 108
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims abstract description 49
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 37
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 22
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 19
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 claims description 16
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 claims description 8
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 claims description 8
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 claims description 6
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 5
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 5
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- ANVWDQSUFNXVLB-UHFFFAOYSA-L copper;dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [Cu+2].[O-]S([O-])(=O)=S ANVWDQSUFNXVLB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- ZSILVJLXKHGNPL-UHFFFAOYSA-L S(=S)(=O)([O-])[O-].[Ag+2] Chemical compound S(=S)(=O)([O-])[O-].[Ag+2] ZSILVJLXKHGNPL-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- FAXBKWZNFXXLSK-UHFFFAOYSA-L [Mn+2].[O-]S([O-])(=O)=S Chemical compound [Mn+2].[O-]S([O-])(=O)=S FAXBKWZNFXXLSK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- PUWQLOIYXLYCAJ-UHFFFAOYSA-D [V+5].[V+5].[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S Chemical compound [V+5].[V+5].[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S PUWQLOIYXLYCAJ-UHFFFAOYSA-D 0.000 claims description 2
- XYXNTHIYBIDHGM-UHFFFAOYSA-N ammonium thiosulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S([O-])(=O)=S XYXNTHIYBIDHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FAYYUXPSKDFLEC-UHFFFAOYSA-L calcium;dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=S FAYYUXPSKDFLEC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- XALJLKNTPLIEGK-UHFFFAOYSA-L dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane;iron(2+) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=S XALJLKNTPLIEGK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- FGRVOLIFQGXPCT-UHFFFAOYSA-L dipotassium;dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=S FGRVOLIFQGXPCT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 235000010352 sodium erythorbate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004320 sodium erythorbate Substances 0.000 claims description 2
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims description 2
- RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N sodium;(2r)-2-[(2r)-3,4-dihydroxy-5-oxo-2h-furan-2-yl]-2-hydroxyethanolate Chemical compound [Na+].[O-]C[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N 0.000 claims description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 7
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims 3
- JUDQOQFKZHGHGW-UHFFFAOYSA-L cobalt(2+);dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [Co+2].[O-]S([O-])(=O)=S JUDQOQFKZHGHGW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract description 19
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 27
- -1 fructose and sucrose Chemical class 0.000 description 24
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 21
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 7
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 7
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 6
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 6
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 6
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 6
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 6
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 5
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 5
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 5
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 5
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 4
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 4
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- SPQMVUPFYWDFCB-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxybutane Chemical compound CCC(C)OO SPQMVUPFYWDFCB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000013626 chemical specie Substances 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- YWBXHUFGIKQLKZ-UHFFFAOYSA-N 1-tert-butylperoxy-1-methoxycyclohexane Chemical compound CC(C)(C)OOC1(OC)CCCCC1 YWBXHUFGIKQLKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MIRQGKQPLPBZQM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxy-2,4,4-trimethylpentane Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)OO MIRQGKQPLPBZQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012933 diacyl peroxide Substances 0.000 description 2
- HARQWLDROVMFJE-UHFFFAOYSA-N ethyl 3,3-bis(tert-butylperoxy)butanoate Chemical compound CCOC(=O)CC(C)(OOC(C)(C)C)OOC(C)(C)C HARQWLDROVMFJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000007908 nanoemulsion Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 125000005634 peroxydicarbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- WYKYCHHWIJXDAO-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)C WYKYCHHWIJXDAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000004072 triols Chemical class 0.000 description 2
- WRXCBRHBHGNNQA-UHFFFAOYSA-N (2,4-dichlorobenzoyl) 2,4-dichlorobenzenecarboperoxoate Chemical compound ClC1=CC(Cl)=CC=C1C(=O)OOC(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1Cl WRXCBRHBHGNNQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MMIGTGITVJQTKZ-UHFFFAOYSA-N (2,5-dimethyl-5-propan-2-yloxycarbonylperoxyhexan-2-yl)oxy propan-2-yl carbonate Chemical compound CC(C)OC(=O)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(=O)OC(C)C MMIGTGITVJQTKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZICNIEOYWVIEQJ-UHFFFAOYSA-N (2-methylbenzoyl) 2-methylbenzenecarboperoxoate Chemical compound CC1=CC=CC=C1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1C ZICNIEOYWVIEQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCXVPNKIBYLBIT-UHFFFAOYSA-N (2-methylpropan-2-yl)oxy 3,5,5-trimethylhexaneperoxoate Chemical compound CC(C)(C)CC(C)CC(=O)OOOC(C)(C)C HCXVPNKIBYLBIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N (2s,3s,4s,5s,6r)-2-[(2r,3s,4r,5r,6s)-6-[(2r,3s,4r,5s,6s)-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-[(2r,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-3-yl]oxy-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@@H](O[C@@H]2[C@H](O[C@@H](OC3[C@H](O[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H]3O)CO)[C@@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N 0.000 description 1
- BLWCFLZFCPRTNV-UHFFFAOYSA-N (4-hydroxy-2-methylpentan-2-yl) 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)CC(C)O BLWCFLZFCPRTNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NOBYOEQUFMGXBP-UHFFFAOYSA-N (4-tert-butylcyclohexyl) (4-tert-butylcyclohexyl)oxycarbonyloxy carbonate Chemical compound C1CC(C(C)(C)C)CCC1OC(=O)OOC(=O)OC1CCC(C(C)(C)C)CC1 NOBYOEQUFMGXBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RIPYNJLMMFGZSX-UHFFFAOYSA-N (5-benzoylperoxy-2,5-dimethylhexan-2-yl) benzenecarboperoxoate Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 RIPYNJLMMFGZSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DMDWAISXBUPCFD-BQYQJAHWSA-N (E)-2,3-bis(tert-butylperoxy)but-2-enedioic acid Chemical compound CC(C)(C)OO\C(C(O)=O)=C(C(O)=O)\OOC(C)(C)C DMDWAISXBUPCFD-BQYQJAHWSA-N 0.000 description 1
- IMYCVFRTNVMHAD-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexane Chemical compound CCC(C)(C)OOC1(OOC(C)(C)CC)CCCCC1 IMYCVFRTNVMHAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NALFRYPTRXKZPN-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(tert-butylperoxy)-3,3,5-trimethylcyclohexane Chemical compound CC1CC(C)(C)CC(OOC(C)(C)C)(OOC(C)(C)C)C1 NALFRYPTRXKZPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HSLFISVKRDQEBY-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(tert-butylperoxy)cyclohexane Chemical compound CC(C)(C)OOC1(OOC(C)(C)C)CCCCC1 HSLFISVKRDQEBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SBUBPFHJZHQNNT-UHFFFAOYSA-N 1,2-di(propan-2-yl)benzene hydrogen peroxide Chemical compound OO.OO.CC(C)C1=CC=CC=C1C(C)C SBUBPFHJZHQNNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SYBCTWDQGMTYLK-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[4,4-dimethyl-2-(3-prop-1-en-2-ylphenyl)pentan-2-yl]peroxy-4,4-dimethylpentan-2-yl]-3-prop-1-en-2-ylbenzene Chemical compound CC(=C)C1=CC=CC(C(C)(CC(C)(C)C)OOC(C)(CC(C)(C)C)C=2C=C(C=CC=2)C(C)=C)=C1 SYBCTWDQGMTYLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YAVTUVMDGFUDQY-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[4,4-dimethyl-2-(3-propan-2-ylphenyl)pentan-2-yl]peroxy-4,4-dimethylpentan-2-yl]-3-propan-2-ylbenzene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC(C(C)(CC(C)(C)C)OOC(C)(CC(C)(C)C)C=2C=C(C=CC=2)C(C)C)=C1 YAVTUVMDGFUDQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GKPSYKKASWULQK-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[4,4-dimethyl-2-(4-prop-1-en-2-ylphenyl)pentan-2-yl]peroxy-4,4-dimethylpentan-2-yl]-4-prop-1-en-2-ylbenzene Chemical compound C1=CC(C(=C)C)=CC=C1C(C)(CC(C)(C)C)OOC(C)(CC(C)(C)C)C1=CC=C(C(C)=C)C=C1 GKPSYKKASWULQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MGIDEDVBLNEGDG-UHFFFAOYSA-N 1-methoxy-1-(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexane Chemical compound CCC(C)(C)OOC1(OC)CCCCC1 MGIDEDVBLNEGDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WVGXBYVKFQJQGN-UHFFFAOYSA-N 1-tert-butylperoxy-2-propan-2-ylbenzene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1OOC(C)(C)C WVGXBYVKFQJQGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NSLDUTVJZURKOZ-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(tert-butylperoxy)-4-methylpentane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(CC(C)C)OOC(C)(C)C NSLDUTVJZURKOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HQOVXPHOJANJBR-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(tert-butylperoxy)butane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(CC)OOC(C)(C)C HQOVXPHOJANJBR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PRFOYMZHSXSYAD-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-tris(tert-butylperoxy)-1h-triazine Chemical compound CC(C)(C)OON1NC(OOC(C)(C)C)=CC(OOC(C)(C)C)=N1 PRFOYMZHSXSYAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DMWVYCCGCQPJEA-UHFFFAOYSA-N 2,5-bis(tert-butylperoxy)-2,5-dimethylhexane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(C)(C)C DMWVYCCGCQPJEA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JGBAASVQPMTVHO-UHFFFAOYSA-N 2,5-dihydroperoxy-2,5-dimethylhexane Chemical compound OOC(C)(C)CCC(C)(C)OO JGBAASVQPMTVHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TUAPLLGBMYGPST-UHFFFAOYSA-N 2,5-dimethyl-2,5-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)hexane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(C)(C)CC TUAPLLGBMYGPST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YKTNISGZEGZHIS-UHFFFAOYSA-N 2-$l^{1}-oxidanyloxy-2-methylpropane Chemical group CC(C)(C)O[O] YKTNISGZEGZHIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZKPWBSQIJBVSBT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropan-2-ylperoxy)-2-methylpropane Chemical compound COC(C)(C)OOC(C)(C)C ZKPWBSQIJBVSBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSFTWOJPCWPORR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-tert-butylperoxypropan-2-ylperoxy)-2-methylpropane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)OOC(C)(C)C QSFTWOJPCWPORR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OXQGTIUCKGYOAA-UHFFFAOYSA-N 2-Ethylbutanoic acid Chemical compound CCC(CC)C(O)=O OXQGTIUCKGYOAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRDXTHSSNCTAGY-UHFFFAOYSA-N 2-cyclohexylpyrrolidine Chemical compound C1CCNC1C1CCCCC1 KRDXTHSSNCTAGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BSAKKMQHOSYINC-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-2-(4-hydroxy-2-methylpentan-2-yl)peroxyhexanoic acid Chemical compound CCCCC(CC)(C(=O)O)OOC(C)(C)CC(C)O BSAKKMQHOSYINC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XRXANEMIFVRKLN-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxy-2-methylbutane Chemical compound CCC(C)(C)OO XRXANEMIFVRKLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JJRDRFZYKKFYMO-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)CC JJRDRFZYKKFYMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IVOIHMSMNONJSR-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-[2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butan-2-ylperoxy]butane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(CC)OOC(C)(C)CC IVOIHMSMNONJSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PHIGUQOUWMSXFV-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-[2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)propan-2-ylperoxy]butane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)OOC(C)(C)CC PHIGUQOUWMSXFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IFXDUNDBQDXPQZ-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)CC IFXDUNDBQDXPQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KLILDKXSRNDFKB-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl 2-methylpropaneperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)C(C)C KLILDKXSRNDFKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RFSCGDQQLKVJEJ-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl benzenecarboperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 RFSCGDQQLKVJEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YMOIBQNMVPBEEZ-UHFFFAOYSA-N 2-phenoxyethoxycarbonyloxy 2-phenoxyethyl carbonate Chemical compound C=1C=CC=CC=1OCCOC(=O)OOC(=O)OCCOC1=CC=CC=C1 YMOIBQNMVPBEEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POHYRDMTJGJYHH-UHFFFAOYSA-N 2-tert-butylperoxy-2,4,4-trimethylpentane Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)OOC(C)(C)C POHYRDMTJGJYHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DALNRYLBTOJSOH-UHFFFAOYSA-N 3,3,5,7,7-pentamethyl-1,2,4-trioxepane Chemical compound CC1CC(C)(C)OOC(C)(C)O1 DALNRYLBTOJSOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 3-(2,3-dimethoxyphenyl)prop-2-enal Chemical compound COC1=CC=CC(C=CC=O)=C1OC FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XYFRHHAYSXIKGH-UHFFFAOYSA-N 3-(5-methoxy-2-methoxycarbonyl-1h-indol-3-yl)prop-2-enoic acid Chemical compound C1=C(OC)C=C2C(C=CC(O)=O)=C(C(=O)OC)NC2=C1 XYFRHHAYSXIKGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JZGBHMUZRBAUEM-UHFFFAOYSA-N 3-methyl-3-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)C(C)O JZGBHMUZRBAUEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SQNRBGHXZGYHCG-UHFFFAOYSA-N 3-tert-butylperoxy-3-methylbutan-2-ol Chemical compound CC(O)C(C)(C)OOC(C)(C)C SQNRBGHXZGYHCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NHKPNMFACXROBJ-UHFFFAOYSA-N 3-tert-butylperoxy-3-methylpentan-2-one Chemical compound CCC(C)(C(C)=O)OOC(C)(C)C NHKPNMFACXROBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDMGLOQMGRRGRD-UHFFFAOYSA-N 4,4-bis(tert-butylperoxy)pentanoic acid Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(CCC(O)=O)OOC(C)(C)C JDMGLOQMGRRGRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWKWDVUKPMJFBU-UHFFFAOYSA-N 4-[2-[4,4-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexyl]propan-2-yl]-1,1-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexane Chemical compound C1CC(OOC(C)(C)CC)(OOC(C)(C)CC)CCC1C(C)(C)C1CCC(OOC(C)(C)CC)(OOC(C)(C)CC)CC1 KWKWDVUKPMJFBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CCOJJJCQUHWYAT-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-4-(2-methylbutan-2-ylperoxy)pentan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)CC(C)O CCOJJJCQUHWYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JNSWFNBIZLIBPH-UHFFFAOYSA-N 4-tert-butylperoxy-4-methylpentan-2-ol Chemical compound CC(O)CC(C)(C)OOC(C)(C)C JNSWFNBIZLIBPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ODEURDFKGFSFKX-UHFFFAOYSA-N 4-tert-butylperoxy-4-methylpentan-2-one Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)OOC(C)(C)C ODEURDFKGFSFKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical class OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 240000005702 Galium aparine Species 0.000 description 1
- 235000014820 Galium aparine Nutrition 0.000 description 1
- 229920002581 Glucomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N Lauroyl peroxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)OOC(=O)CCCCCCCCCCC YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- UIHCLUNTQKBZGK-UHFFFAOYSA-N Methyl isobutyl ketone Natural products CCC(C)C(C)=O UIHCLUNTQKBZGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 238000012951 Remeasurement Methods 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N Trichloroethylene Chemical compound ClC=C(Cl)Cl XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JUIBLDFFVYKUAC-UHFFFAOYSA-N [5-(2-ethylhexanoylperoxy)-2,5-dimethylhexan-2-yl] 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(=O)C(CC)CCCC JUIBLDFFVYKUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N acetylacetone Natural products CC(=O)CC(C)=O YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 description 1
- QYTYOZPDMJVQKU-UHFFFAOYSA-N bis(2-methylbutan-2-yl) benzene-1,2-dicarboperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OOC(C)(C)CC QYTYOZPDMJVQKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- BXIQXYOPGBXIEM-UHFFFAOYSA-N butyl 4,4-bis(tert-butylperoxy)pentanoate Chemical compound CCCCOC(=O)CCC(C)(OOC(C)(C)C)OOC(C)(C)C BXIQXYOPGBXIEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- UOCJDOLVGGIYIQ-PBFPGSCMSA-N cefatrizine Chemical group S([C@@H]1[C@@H](C(N1C=1C(O)=O)=O)NC(=O)[C@H](N)C=2C=CC(O)=CC=2)CC=1CSC=1C=NNN=1 UOCJDOLVGGIYIQ-PBFPGSCMSA-N 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- SPTHWAJJMLCAQF-UHFFFAOYSA-M ctk4f8481 Chemical compound [O-]O.CC(C)C1=CC=CC=C1C(C)C SPTHWAJJMLCAQF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BLCKNMAZFRMCJJ-UHFFFAOYSA-N cyclohexyl cyclohexyloxycarbonyloxy carbonate Chemical compound C1CCCCC1OC(=O)OOC(=O)OC1CCCCC1 BLCKNMAZFRMCJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XJOBOFWTZOKMOH-UHFFFAOYSA-N decanoyl decaneperoxoate Chemical compound CCCCCCCCCC(=O)OOC(=O)CCCCCCCCC XJOBOFWTZOKMOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 229940057404 di-(4-tert-butylcyclohexyl)peroxydicarbonate Drugs 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- FDPIMTJIUBPUKL-UHFFFAOYSA-N dimethylacetone Natural products CCC(=O)CC FDPIMTJIUBPUKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QZYRMODBFHTNHF-UHFFFAOYSA-N ditert-butyl benzene-1,2-dicarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OOC(C)(C)C QZYRMODBFHTNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- NICWAKGKDIAMOD-UHFFFAOYSA-N ethyl 3,3-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)butanoate Chemical compound CCOC(=O)CC(C)(OOC(C)(C)CC)OOC(C)(C)CC NICWAKGKDIAMOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229940046240 glucomannan Drugs 0.000 description 1
- QWVBGCWRHHXMRM-UHFFFAOYSA-N hexadecoxycarbonyloxy hexadecyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)OOC(=O)OCCCCCCCCCCCCCCCC QWVBGCWRHHXMRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000012442 inert solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013847 iso-butane Nutrition 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N methyl vinyl ether Chemical compound COC=C XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 1
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N sec-butylidene Natural products CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- PFBLRDXPNUJYJM-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-methylpropaneperoxoate Chemical compound CC(C)C(=O)OOC(C)(C)C PFBLRDXPNUJYJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N tert-butyl benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CSKKAINPUYTTRW-UHFFFAOYSA-N tetradecoxycarbonyloxy tetradecyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCOC(=O)OOC(=O)OCCCCCCCCCCCCCC CSKKAINPUYTTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000003755 zirconium compounds Chemical class 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/60—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
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
-
- 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
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Uma composição quebradora para uso em um fluido de fraturamento compreende água, pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila), e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou um álcool de butila). O(s) peróxido(s) e álcool(ois) opcional(ais) estão presentes em quantidades eficazes para reduzirem a viscosidade de um fluido de fraturamento a uma temperatura de 90 a 300 F (a ?temperatura de quebra?), e para prevenirem a recicatrização do fluido de fraturamento, ou seja, para manterem a viscosidade reduzida durante um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir da temperatura de quebra até uma temperatura abaixo da temperatura de quebra (p.ex., após a temperatura ser reduzida a partir da temperatura de quebra até à temperatura ambiente).
Description
[0001] A presente invenção se relaciona com composições de quebra que previnem a recicatrização de fluidos de tratamento aquosos e métodos para uso das composições de quebra para fraturarem formulações subterrâneas na recuperação de petróleo e gás.
[0002] O fraturamento hidráulico é uma técnica comumente usada para estimular a produção de óleo e gás a partir de formações geológicas de baixa permeabilidade. O processo é levado a cabo por perfuração de um poço que penetra a formação e proporciona um caminho de fluxo suficientemente desimpedido para os hidrocarbonetos alcançarem a superfície. Em tais tratamentos, fluidos de tratamento aquosos (também conhecidos como fluidos de fraturamento) são introduzidos na formulação subterrânea sob pressão suficiente e tendo viscosidade suficiente para criarem fraturas na formação e para propagarem estas fraturas na formação. Os fluidos de tratamento aquosos podem conter propantes aprisionados, tais como areia ou bauxita sinterizada, tal que o fluido de tratamento aquoso se infiltre na formação, as fraturas fecham após os propantes para manter as fraturas em um estado aberto para permeabilidade aumentada.
[0003] No uso de certos fluidos de tratamento aquosos, a elevada viscosidade dos fluidos deve ser mantida enquanto as fraturas estão sendo criadas e propagadas, de modo a auxiliar no transporte dos propantes para as regiões mais distantes das fraturas. Após os propantes terem sido aprisionados nas fraturas, no entanto, é desejável que a viscosidade do fluido de tratamento aquoso seja rapidamente reduzida para permitir que o fluido flua de volta através das fraturas, em torno dos propantes, e de volta para o poço. As composições utilizadas para reduzir a viscosidade de fluidos de fraturamento são comumente chamadas “quebradores” ou “fluidos quebradores”.
[0004] Um quebrador pode ser adicionado às fraturas externamente, ou seja, separadamente do fluido de fraturamento. Alternativamente, um quebrador interno pode ser incorporado no fluido de fraturamento inicial. Tais quebradores podem ter um perfil de quebra retardado, tal que o fluido de fraturamento não quebre prematuramente (antes de o fluido de fraturamento ter sido introduzido uma distância suficiente na fratura) ou demasiado tarde (causando baixa recuperação do fluido de fraturamento e/ou expulsão do propante).
[0005] Os quebradores incluíram previamente oxidantes, ácidos, e enzimas que degradam a estrutura em gel polimérico de fluidos de fraturamento.
[0006] A Patente dos E.U.A. No. 3,922,173 está dirigida a processos para produção de uma redução controlada na viscosidade de géis aquosos quando hidroperóxido de t-butila é usado como um quebrador.
[0007] A Patente dos E.U.A. No. 5,447,199 está dirigida a quebradores compreendendo peróxidos orgânicos que têm uma solubilidade em água de cerca de 1 g/100 g ou menos.
[0008] A Patente dos E.U.A. No. 8,383,557 está dirigida a composições quebradoras na forma de emulsões óleo-água.
[0009] A Publicação dos E.U.A. No. 2008/0202758 está dirigida a composições quebradoras que incluem um peróxido orgânico e um diluente compreendendo um solvente orgânico.
[0010] A Publicação dos E.U.A. No. 2011/0247821 está dirigida a composições quebradoras compreendendo componentes oxidativos e componentes de éster.
[0011] A Publicação dos E.U.A. No. 2013/0324445 está dirigida a composições quebradoras que são microemulsões ou nanoemulsões.
[0012] Um problema comum com quebradores é a eventual “recicatrização” do fluido de fraturamento. Embora o fluido de fraturamento tenha uma viscosidade reduzida a temperaturas no fundo do poço após ter sido quebrado, o fluido “recicatriza” ou ganha viscosidade quando resfriado. Isto causa grande dificuldade na retirada de fluidos de volta através das fraturas até à superfície. Permanece uma necessidade de composições quebradoras e métodos que inibam, retardem, e/ou previnam substancialmente a recicatrização de fluidos de fraturamento em operações de tratamento subterrâneo quando a temperatura é reduzida.
[0013] Modalidades da presente invenção se relacionam com composições quebradoras e métodos de uso das composições em conjunção com fluidos de tratamento aquosos (também referidos como “fluidos de fraturamento”, “fluidos de fratura”, ou “géis aquosos de elevada viscosidade”). Os requerentes descobriram que composições quebradoras contendo pelo menos um peróxido conseguem prevenir a recicatrização de um fluido de tratamento aquoso quando a temperatura do fluido de tratamento aquoso é reduzida. Por exemplo foi descoberto que fluidos de tratamento aquosos que foram combinados com composições quebradoras contendo hidroperóxido de terc-butila e água “recicatrizam” somente parcialmente após a temperatura do fluido de tratamento aquoso ter sido reduzida a partir de 180-250 °F até à temperatura ambiente. Além do mais foi surpreendentemente descoberto que fluidos de tratamento aquosos que foram combinados com composições quebradoras contendo hidroperóxido de terc-butila e pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila) conseguem manter uma redução na viscosidade, tal que não seja observada nenhuma recicatrização, ou substancialmente nenhuma recicatrização, após a temperatura do fluido de tratamento aquoso ter sido reduzida a partir de 82,2-121,1°C (180-250 °F) até à temperatura ambiente.
[0014] São preferenciais fluidos de tratamento aquosos que tenham sido combinados com hidroperóxido de terc-butila e pelo menos um álcool selecionado do grupo consistindo em propilenoglicol, álcool de terc-butila, e glicerol, ou pelo menos um sacarídeo selecionado do grupo consistindo em monossacarídeos e dissacarídeos, tais como frutose e sacarose.
[0015] Modalidades da presente invenção se relaciona com uma composição quebradora para uso em um fluido de tratamento aquoso, a composição compreendendo, consistindo essencialmente em, ou consistindo em: água; pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila); e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila), em que o pelo menos um peróxido e o pelo menos um álcool opcional estão presentes em quantidades eficazes para reduzirem a viscosidade de um fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (a “temperatura de quebra”), e para manterem uma viscosidade reduzida durante um período de tempo após a temperatura ter sido reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90-300 °F) até uma temperatura abaixo da temperatura de quebra, preferencialmente até à temperatura ambiente.
[0016] Modalidades da presente invenção se relacionam também com um fluido de tratamento aquoso compreendendo, consistindo essencialmente em, ou consistindo em: água; pelo menos um agente gelificante; pelo menos um agente reticulante; e uma composição quebradora que compreende, consiste essencialmente em, ou consiste em: água; pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila); e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila), em que o pelo menos um peróxido e o pelo menos um álcool opcional estão presentes em quantidades eficazes para reduzirem a viscosidade de um fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (a “temperatura de quebra”), e para manterem uma viscosidade reduzida durante um período de tempo após a temperatura ter sido reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90-300 °F) até uma temperatura abaixo da temperatura de quebra, preferencialmente até à temperatura ambiente.
[0017] Modalidades da presente invenção se relacionam com um método para manutenção de uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso, o referido método compreendendo, consistindo essencialmente, ou consistindo em: combinação de uma composição quebradora com um fluido de tratamento aquoso, em que o fluido de tratamento aquoso compreende água, pelo menos um agente gelificante, e pelo menos um agente reticulante, em que a composição quebradora compreende, consiste essencialmente e, ou consiste em: água; pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila); e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila), em que a composição quebradora reduz a viscosidade do fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de quebra de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (p.ex., 37,8-137,8°C (100-280 °F) ou 76,7-137,8°C (170-230 °F) ou 82,2-121,1°C (180-250 °F) ou 93,5-115,6°C (200-240 °F)), e em que a composição quebradora mantém uma viscosidade reduzida do fluido de tratamento aquoso durante um período de tempo (p.ex., pelo menos uma hora) após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90-300 °F), preferencialmente até à temperatura ambiente.
[0018] Modalidades da presente invenção se relacionam também com um método para fraturamento de uma formação subterrânea compreendendo os, consistindo essencialmente nos, ou consistindo nos passos de: injeção na formação subterrânea sob condições de fraturamento de um fluido de tratamento aquoso e uma composição de quebra, em que o fluido de tratamento aquoso compreende um agente gelificante e um agente reticulante, em que a composição quebradora compreende, consiste essencialmente em, ou consiste em: água; pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila); e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila), em que a composição quebradora faz com o fluido de tratamento aquoso tenha uma viscosidade reduzida a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (p.ex., 37,8-137,8°C (100-280 °F) ou 76,7-110°C (170-230 °F) ou 82,2-121,1°C (180250 °F) ou 93,3-115,6°C (200-240 °F)), e em que a composição quebradora faz com o fluido de tratamento aquoso mantenha uma viscosidade reduzida durante um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90-300 °F), preferencialmente até à temperatura ambiente.
[0019] São preferenciais fluidos de tratamento aquosos que tenham sido combinados com hidroperóxido de terc-butila e pelo menos um álcool selecionado do grupo consistindo em propilenoglicol e álcool de terc-butila, ou pelo menos um sacarídeo selecionado do grupo consistindo em monossacarídeos e dissacarídeos, incluindo frutose e sacarose, como o são métodos para prevenção da recicatrização usando tais fluidos de tratamento aquosos.
[0020] As Figuras 1-3 dizem respeito aos Exemplos 1-3, respectivamente. As Figuras 4-7 dizem respeito aos Exemplos 4-7, respectivamente.
[0021] A Figura 1 e o Exemplo 1 demonstram que não foi observada substancialmente nenhuma recicatrização de um fluido de fratura quando a composição quebradora continha hidroperóxido de t-butila e propilenoglicol.
[0022] A Figura 2 e o Exemplo 2 demonstram que foi observada inibição parcial da recicatrização de um fluido de fratura quando a composição quebradora continha hidroperóxido de t-butila e nenhum álcool adicionado.
[0023] A Figura 3 e o Exemplo 3 demonstram que foi observada recicatrização substancialmente completa de um fluido de fratura quando a composição quebradora continha persulfato de amônio.
[0024] A Figure 4 corresponde ao Exemplo 4 e demonstra uma quebra total a 110°C (230°F) e nenhuma recicatrização quando a composição continha hidroperóxido de -butila e glicerol.
[0025] A Figura 5 corresponda ao Exemplo 5 e demonstra uma quebra total a 110°C (230 °F) e nenhuma recicatrização quando a composição continha hidroperóxido de -butila e frutose.
[0026] A Figure 6 corresponde ao Exemplo 6 e demonstra uma quebra total a 110°C (230 °F) e nenhuma recicatrização quando a composição continha hidroperóxido de -butila e sacarose.
[0027] A Figura 7 corresponde ao Exemplo 7 e demonstra uma quebra total a 110°C (230 °F) e nenhuma recicatrização quando a composição continha hidroperóxido de -butila e álcool de terc-butila.
[0028] “Fluido de tratamento aquoso” ou “fluido de fraturamento” ou “fluido de fratura” são usados aqui indistintamente para significar um fluido adequado para uso no fraturamento, empacotamento de cascalho, e/ou fluidos acidificantes, e similares. Em particular, o fluido de tratamento aquoso é adequado para uso em operações de fraturamento hidráulico para recuperação de petróleo e gás, incluindo fracking.
[0029] “Quebrador”, “composição de quebra”, ou “fluido de quebra” são usados aqui para significar uma composição que reduz a viscosidade do fluido de tratamento aquoso. O mais amplamente, os quebradores podem funcionar de qualquer modo adequado, por exemplo, por degradação dos agentes gelificantes (também referidos como polímeros viscosificantes) num fluido de tratamento aquoso por ataque das reticulações, clivagem da cadeia de polímeros, ou similares, ou por outros mecanismos, incluindo mecanismos específicos quanto a um quebrador, composição de quebra ou fluido de quebra particular.
[0030] Como usado aqui, “viscosidade” tem o seu significado ordinário: uma medida da resistência interna de um fluido (ou uma medida de fricção de fluido). Um fluido com uma viscosidade mais elevada é “mais espesso” do que um fluido com uma viscosidade mais baixa. Viscosidades apropriadas do fluido de tratamento aquoso durante fraturamento e recuperação do fluido de tratamento aquoso são prontamente verificáveis por um perito na técnica.
[0031] Como usado aqui, “quebra” do fluido de tratamento aquoso significa redução da viscosidade do fluido de tratamento aquoso. A quebra ocorre tipicamente devido à degradação, desagregação ou decomposição do polímero no fluido de tratamento aquoso. Por exemplo, o polímero pode se decompor em compostos mais pequenos, ou a densidade de reticulação do polímero pode ser reduzida, ou o peso molecular do polímero pode ser diminuído, fazendo com que a viscosidade do fluido de tratamento aquoso seja reduzida.
[0032] Como usada aqui, “temperatura de quebra” se refere à temperatura ou temperaturas às quais ocorre quebra, ou seja, uma ou mais temperaturas entre cerca de 32,2°C (90 °F) e cerca de 148,9°C (300 °F), ou entre cerca de 37,8°C (100 °F) e cerca de 137,8°C (280 °F), ou entre cerca de 76,6°C (170 °F) e cerca de 110°C (230 °F), ou entre cerca de 82,2°C (180 °F) e cerca de 121,1°C (250 °F), ou entre cerca de 93,3°C (200 °F) e cerca de 115,6°C (240 °F).
[0033] Como usada aqui, “temperatura ambiente” se refere de cerca de 20 °C a cerca de 30 °C (cerca de 68 °F a cerca de 86 °F), mais preferencialmente cerca de 25 °C (cerca de 77 °F).
[0034] Como usado aqui, a não ser que especificado de outro modo, os valores dos constituintes ou componentes das composições são expressos em percentagem em peso ou por percentagem por peso de cada ingrediente na composição.
[0035] Após o fraturamento ter sido completado a elevadas temperaturas, os fluidos de tratamento aquosos altamente viscosos necessitam de ser degradados por um quebrador para permitir que o gás ou petróleo flua a partir da rocha fraturada que é aberta por um propante. Um problema comum com quebradores é que o fluido de tratamento aquoso tipicamente “recicatriza” ou ganha viscosidade quando resfriado. Existe uma necessidade de quebradores que previnam ou inibam a recicatrização de fluidos de fraturamento em operações de tratamento subterrâneas quando a temperatura é reduzida, tal que os fluidos possam ser eficazmente retirados através das fraturas para a superfície.
[0036] Um aspecto da presente invenção se relaciona com uma composição quebradora para uso em um fluido de tratamento aquoso, a composição quebradora compreendendo, consistindo essencialmente em, ou consistindo em água; pelo menos um peróxido; e opcionalmente pelo menos um álcool. Após a viscosidade de um fluido de tratamento aquoso ter sido mantida a um nível relativamente elevado durante um certo período de tempo de modo a levar a cabo a quantidade desejada de fraturamento em uma formação subterrânea e/ou a depositar propante nas fraturas, a composição quebradora “quebra” depois o fluido de tratamento aquoso, p.ex., por degradação do polímero (ou “agente gelificante”) no fluido de fraturamento, a uma temperatura de quebra de 32,2-148,9°C (90-300 °F). Após a temperatura do fluido de tratamento aquoso ter subsequentemente reduzida até uma temperatura abaixo da temperatura de quebra (p.ex., após a temperatura ser reduzida em -12°C (10 °F), ou -6°C (20 °F), ou -1,1°C (30 °F), ou 4,4°C (40 °F), ou 10°C (50 °F), ou 15°C (60 °F), ou 21,1 °C (70 °F), ou 26,6°C (80 °F), ou 32,2°C (90 °F), ou 37,7°C (100 °F), ou 43,3°C (110 °F), ou 48,8°C (120 °F), ou 54,4°C (130 °F), ou 60°C (140 °F), ou 65,5°C (150 °F), ou 71,1°C (160 °F), ou 76,7°C (170 °F), ou 82,2°C (180 °F), ou 87,7°C (190 °F) ou (93,3°C (200 °F), ou mais, abaixo da temperatura de quebra), as composições quebradoras da presente invenção são capazes de manter, ou substancialmente manter, a viscosidade reduzida do fluido de tratamento aquoso “quebrado” durante um período de tempo, tal que não seja observada nenhuma, ou substancialmente nenhuma, recicatrização, ou seja observada recicatrização somente parcial.
[0037] A concentração de peróxido(s) na composição quebradora pode ser selecionada e controlada de modo a fornecer as características e perfil de “quebra” desejados para uma operação ou situação de fraturamento de poços particular. Em particular, o peróxido está presente em uma quantidade eficaz para reduzir a viscosidade do fluido de tratamento aquoso quando tem uma “temperatura de quebra” de entre 32,2-148,9°C (90 °F e 300 °F). Os fluidos de tratamento aquosos podem ser formulados tal que uma quebra na viscosidade do fluido de tratamento aquoso seja exibida dentro da gama de “temperaturas de quebra” de cerca de 32,2 °C (90 °F) a cerca de 148,9°C (300 °F), ou de cerca de 37,8°C (100 °F) a cerca de 137,8°C (280 °F), ou de cerca de 76,7°C (170 °F) a cerca de 110°C (230 °F), ou de cerca de 82,2°C (180 °F) a cerca de 121,1°C (250 °F), ou de cerca de 93,3°C (200 °F) a cerca de 115,6°C (240 °F) em várias modalidades da invenção. De acordo com modalidades particulares, o fluido de tratamento aquoso tem uma viscosidade inicial (“pré-quebra”) na gama de cerca de 1.000 centipoise (cP) a cerca de 3.500 cP antes de ser quebrado pela composição quebradora. A quebra ocorre a uma ou mais “temperaturas de quebra” na gama de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (p.ex., uma ou mais temperaturas na gama de 37,8-137,8°C (100-280 °F), ou 76,7-110°C (170-230 °F), ou 82,2-121°C (180250 °F), ou 93,3-115,6°C (200-240 °F). A quebra resulta em uma viscosidade “pós- quebra” reduzida do fluido de tratamento aquoso de cerca de zero cP a cerca de 250 cP, ou cerca de 0,1 cP a cerca de 250 cP, ou zero cP a cerca de 125 cP, ou cerca de 0,1 cP a cerca de 125 cP, ou zero cP a cerca de 75 cP, ou cerca de 0,1 cP a cerca de 75 cP, ou zero cP a cerca de 10 cP, ou cerca de 0,1 cP a cerca de 10 cP, ou cerca de 0,2 cP a cerca de 10 cP a 40 seg-1 (taxa de cisalhamento constante) após a composição quebradora ter feito com que o fluido de tratamento aquoso tenha uma redução na viscosidade. A viscosidade é preferencialmente determinada de acordo com API RP 39 (“Recommended Practices on Measuring the Viscous Properties of a Cross-Linked Water-Based Fracturing Fluid”, API Recommended Practice 39, 3a Edição, maio 1998), que é incorporado aqui por referência.
[0038] O(s) peróxido(s) na composição quebradora pode(m) incluir qualquer peróxido eficaz para redução da viscosidade do fluido de tratamento aquoso. O(s) peróxido(s) pode(m) ser um peróxido de hidrogénio, peróxido inorgânico e/ou peróxido orgânico. Em um aspecto da invenção, o peróxido é um peróxido orgânico estável à temperatura ambiente (ou seja, um peróxido orgânico que não exibe degradação ou decomposição significativa quando armazenado a 25 °C na ausência de substâncias sem ser solventes inertes). Em outro aspecto, o peróxido é solúvel em água. O peróxido pode ter uma solubilidade em água maior do que 1 g/100 g de água à temperatura e pressão ambientes. Por exemplo, o peróxido pode ter uma solubilidade em água entre 3 g/100 g de água e 18 g/100 g de água, ou entre 5 g/100 g de água e 18 g/100 g de água, ou entre 5 g/100 g de água e 10 g/100 g de água, ou entre 3 g/100 g de água e 10 g/100 g de água, ou entre 3 g/100 g de água e 5 g/100 g de água, à temperatura e pressão ambientes. A solubilidade pode ser medida por uso de uma titulação iodométrica tal como aquela descrita por Arthur Vogel em Vogel's Textbook of Quantitative Chemical Analysis, 5a ed., § 10.110, 384-87, Longman Scientific & Technical 1989. Preferencialmente, o peróxido tanto solúvel em água como estável à temperatura ambiente.
[0039] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora inclui entre 0,1 e 20%, e preferencialmente 1% e 10% de peróxido em água. Por exemplo, a composição quebradora pode incluir entre 2% e 10% de peróxido, ou entre 2% e 8% de peróxido, ou entre 3% e 8% de peróxido, ou entre 4% e 8% de peróxido, ou entre 4% e 7% de peróxido, ou cerca de 5% de peróxido em água.
[0040] Peróxidos adequados incluem, por exemplo, peróxidos de diacila, peroxiésteres, monoperoxicarbonatos, peroxicetáis, hidroperóxidos (incluindo hidroperóxidos de alquila e hidroperóxidos de arila), peroxidicarbonatos, peróxidos de cetona, endoperóxidos, e peróxidos de dialquila. Podem ser utilizadas combinações de diferentes peróxidos, incluindo combinações de diferentes peróxidos orgânicos.
[0041] Peroxiésteres adequados podem incluir, sem limitação: diperoxiftalato de di-terc-butila; diperoxiftalato de di-terc-amila; peroxibenzoato de terc-butila; peroxibenzoato de terc-amila; peroxiacetato de terc-butila; peroxiacetato de tercamila; 2,5-di(benzoílperoxi)-2,5-dimetilhexano; peroximaleato de terc-butila; peroximaleato de terc-amila; peroxi-2-etilhexanoato de terc-butila; peroxi-isobutirato de terc-butila; peroxi-isobutirato de terc-amila; di(terc-butilperoxi)fumarato; peroxi(2- etilbutirato) de terc-butila; peroxi-2-etilhexanoato de terc-butila; peroxi-2-etilhexanoato de terc-amila; 2,5-di(2-etilhexanoílperoxi)-2,5-dimetilhexano; peroxi-3,5,5- trimethilhexanoato de t-butila; peroxi-3,5,5-trimetilhexanoato de t-amila; 1,1-dimetil-3- hidroxi-butilperoxi-2-etilhexanoato; peroxi-3-carboxipropionato de terc-butila; peroxi-3- carboxipropionato de terc-amila; 2-etil-peroxihexanoato de 3-hidroxi-1,1-dimetilbutila; e suas combinações.
[0042] Monoperoxicarbonatos adequados podem incluir, por exemplo: monoperoxicarbonato de OO-terc-butil-O-(isopropil); monoperoxicarbonato de OO- terc-amil-O-(isopropil); monoperoxicarbonato de OO-terc-butil-O-(2-etilhexil); monoperoxicarbonato de OO-terc-amil-O-(2-etilhexil); poli(monoperoxicarbonato de OO-terc-butila) de poliéter; monoperoxicarbonato de OO-t-butil-O-policaprolactona; 2,5-dimetil-2,5-bis(isopropoxicarbonil-peroxi)hexano; 2,5-dimetil-2,5- bis(isopropoxicarbonil-peroxi)hexina-3; e suas combinações.
[0043] Peroxicetáis podem incluir, por exemplo: 1,1-di(terc-butilperoxi)-3,3,5- trimetilciclohexano; 1-terc-amilperoxi-1-metoxiciclohexano; 1-terc-butilperoxi-1- metoxiciclohexano; 1,1-di(terc-butilperoxi)ciclohexano; 1,1-di(terc- amilperoxi)ciclohexano; n-butil-4,4-di(terc-butilperoxi)valerato; ácido 4,4-bis(terc- butilperoxi)valérico; etil-3,3-di(terc-amilperoxi)butanoato; etil-3,3-di(terc- butilperoxi)butanoato; etil-3,3-di(terc-butilperoxi)butirato; 2,2-di(terc- butilperoxi)butano; 2,2-di(terc-amilperoxi)butano; 2,2-di(terc-butilperoxi)propano; 2,2- di(terc-amilperoxi)propano; 2,2-di(terc-butilperoxi)4-metilpentano; 2,2-bis(4,4-di[terc- amilperoxi]ciclohexil)propano; e suas combinações.
[0044] Peróxidos de diacila adequados podem incluir, por exemplo: peróxido de didecanoíla; peróxido de dilauroíla; peróxido de dibenzoíla; peróxido de di(metilbenzoíl); peróxido de 2,4-diclorobenzoíla; e suas combinações.
[0045] Peróxidos de cetona adequados podem incluir, por exemplo: peróxido de 2,4-pentanodiona; peróxido de cetona de metila e etila; peróxido de cetona de metila e isobutila; e suas misturas.
[0046] Hidroperóxidos adequados podem incluir, por exemplo: 2,5-di-idroperoxi- 2,5-dimetilhexano; hidroperóxido de cumeno; hidroperóxido de t-butila; hidroperóxido de t-amila; hidroperóxido de t-octila; peróxido de hidrogénio (H2O2); hidroperóxido de 1,1,3,3-tetrametilbutila; hidroperóxido de para-metano; monoidroperóxido de di- isopropilbenzeno; di-idroperóxido de di-isopropilbenzeno; e suas combinações.
[0047] Peroxidicarbonatos adequados podem incluir, por exemplo: di(4-terc- butilciclohexil)peroxidicarbonato; di(ciclohexil)peroxidicarbonato; di(2- fenoxietil)peroxidicarbonato; peroxidicarbonato de dimiristila; peroxidicarbonato de dicetila; e suas combinações.
[0048] Peróxidos de dialquila adequados podem incluir, por exemplo: peróxido de dicumila; peróxido de isopropenilcumila e cumila; peróxido de isopropilcumila e cumila; m/p-di-terc-butilperoxidi-isopropilbenzeno (a,a'-bis(terc-butilperoxi)di- isopropilbenzeno); terc-butilperoxi-isopropilbenzeno (peróxido de terc-butila e cumila); peróxido de m-isopropilolcumila e t-butila (peróxido de terc-butila e 3- isopropilolcumila); peróxido de terc-butil-3-isopropenilcumila (peróxido de m- isopropenilcumila e terc-butila); peróxido de terc-butil-4-isopropenilcumila; peróxido de terc-butil-3-isopropilcumila; peróxido de m/p-acetilcumila e t-butila; peróxido-1,3,5- triazina de 2,4-dialiloxi-6-terc-butila; 3,3,5,7,7-pentametil-1,2,4-trioxepano (p.ex., TRIGONOX® 311); 3,6,9-trietil-3,6,9-trimetil-1,4,7-triperoxonano (p.ex., TRIGONOX® 301); peróxido de di-terc-butila; 2-metoxi-2-terc-butilperoxipropano; peróxido de di- terc-amila; 2,5-dimetil-2,5-di(terc-butilperoxi)hexano; 2,5-dimetil-2,5-di(terc- amilperoxi)hexano; 2,5-dimetil-2,5-di(terc-butilperoxi)hexina-3; N[1-{3-(1- metiletenil)fenil}1-metiletil]carbamato de 1,3-dimetil-3(t-butilperoxi)butila; 4-(terc- amilperoxi)-4-metil-2-pentanol; 4-(terc-butilperoxi)-4-metil-2-pentanol; 3-(t- butilperoxi)-3-metil-2-pentanona; 4-metil-4-(terc-butilperoxi)-2-pentanona (p.ex., LUPEROX® 120); 1-metoxi-1-terc-butilperoxiciclohexano; 2,4,6-tri(terc- butilperoxi)triazina; peróxido de terc-butil-1,1,3,3-tetrametilbutila; 3-metil-3-(terc- butilperoxi)-2-butanol (p.ex., LUPEROX® 240); 3-metil-3(terc-amilperoxi)-2-butanol (p.ex., LUPEROX® 540); e suas combinações.
[0049] De acordo com modalidades particulares, o peróxido na composição quebradora da presente invenção compreende, consiste essencialmente em, ou consiste em hidroperóxido de terc-butila. De acordo com estas modalidades, a composição quebradora pode preferencialmente compreender, consistir essencialmente em, ou consistir em água e hidroperóxido de terc-butila.
[0050] Alternativamente, a composição quebradora pode preferencialmente compreender, consistir essencialmente em, ou consistir em água, hidroperóxido de terc-butila, e pelo menos um álcool (p.ex., preferencialmente propilenoglicol, um álcool de butila, tal como álcool de terc-butila, ou uma sua combinação) e/ou pelo menos um sacarídeo (p.ex., preferencialmente monossacarídeos e dissacarídeos tais como frutose e sacarose). Sem desejar estar limitado por qualquer teoria se acredita que, quando um ou mais álcoois are incluídos na composição quebradora, o álcool(ois) e/ou sacarídeos auxiliam na recicatrização do fluido de tratamento aquoso, ou seja, ajudam a manter uma redução na viscosidade do fluido de tratamento aquoso após a temperatura do fluido de tratamento aquoso ser reduzida a partir da temperatura de quebra de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (p.ex., 37,8-137,8°C (100-280 °F) ou 76,7-110°C (170-230 °F) ou 82,8-121,1°C (180-250 °F) ou 93,3-115,6°C (200-240 °F)) até uma temperatura abaixo da temperatura de quebra (p.ex., após a temperatura de quebra ter sido reduzida até à temperatura ambiente).
[0051] Como usado aqui, uma “quantidade de recicatrização” se refere à percentagem da viscosidade pré-quebra que o tratamento aquoso recupera após ter sido quebrado e a temperatura ter sido reduzida até abaixo da temperatura de quebra (p.ex., após a temperatura ter sido reduzida até à temperatura ambiente). Dito de outro modo, a quantidade de recicatrização se refere ao aumento na viscosidade do fluido de tratamento aquoso após (i) ter sido quebrado a uma temperatura de quebra de 32,2-148°C (90 °F a 300 °F) (p.ex., 37,8-137,8°C (100-280 °F) ou 76,7-110°C (170230 °F) ou 82,2-121°C (180-250 °F) ou 93,3-115,6°C (200-240 °F)) e (ii) a temperatura ter sido subsequentemente reduzida até uma temperatura abaixo da temperatura de quebra (p.ex., após a temperatura de quebra ter sido reduzida até à temperatura ambiente) durante um período de tempo, em relação à viscosidade do fluido de tratamento aquoso “pré-quebra”, ou seja, antes de ser quebrado a 32,2-148°C (90300 °F) (p.ex., 37,8-137,8°C (100-280 °F) ou 76,7-110°C (170-230 °F) ou 82,2-121°C (180-250 °F) ou 93,3-115,6°C (200-240 °F)). Por exemplo, se a viscosidade “pré- quebra” for 500 centipoise, a viscosidade “pós-quebra” é 10 centipoise, e a viscosidade após a temperatura ser reduzida até abaixo da temperatura de quebra é 60 centipoise, logo a quantidade de recicatrização é (60-10)/500 = 10%. Se não existir nenhum aumento na viscosidade após o fluido de tratamento aquoso ter sido quebrado a uma temperatura de 32,2°C (90 °F) a (148°C) 300 °F e a temperatura ter sido subsequentemente reduzida durante um período de tempo, então não existe nenhuma recicatrização.
[0052] A quantidade de recicatrização que é observada quando a composição quebradora inclui pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc- butila) é menor do que a quantidade de recicatrização que é observada com composições quebradoras que não incluem pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila). De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora faz com que o fluido de tratamento aquoso mantenha a mesma viscosidade “pós-quebra” de cerca de 0,2 cP a cerca de 10 cP durante um período de tempo à temperatura ambiente (p.ex., durante pelo menos 10 minutos, pelo menos 30 minutos, pelo menos uma hora, pelo menos três horas, pelo menos seis horas, pelo menos doze horas, ou pelo menos 24 horas). Isto significa que a composição quebradora pode prevenir completamente qualquer ocorrência de recicatrização tal que não seja observada nenhuma recicatrização durante este período de tempo. De acordo com outras modalidades, a composição quebradora previne substancialmente a recicatrização do fluido de tratamento aquoso (ou seja, é observada somente “recicatrização parcial”), o que significa que a quantidade de recicatrização observada no fluido de tratamento aquoso é cerca de 0,1% a cerca de 60%, ou cerca de 0,1% a cerca de 50%, ou cerca de 0,1% a cerca de 40%, cerca de 0,1% a cerca de 30%, cerca de 0,1% a cerca de 20%, ou cerca de 0,1% a cerca de 15%, ou cerca de 0,1% a cerca de 10%, ou cerca de 0,1% a cerca de 5%, ou cerca de 0,1% a cerca de 1%.
[0053] Como descrito no Exemplo 1 em baixo, não foi observada nenhuma recicatrização de um fluido de tratamento aquoso quando uma composição quebradora da presente invenção incluiu água, hidroperóxido de terc-butila, e propilenoglicol. Como descrito no Exemplo 2 em baixo foi observada inibição parcial da recicatrização de um fluido de tratamento aquoso quando uma composição quebradora da presente invenção incluiu água e hidroperóxido de terc-butila.
[0054] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora não inclui etileno glicol. De acordo com modalidades adicionais, a quantidade de recicatrização que é observada quando o álcool na composição de quebra compreende, consiste essencialmente, ou consiste em propilenoglicol é menor do que a quantidade de recicatrização que é observada quando a composição de quebra é a mesma exceto que inclui etileno glicol em vez de propilenoglicol (p.ex., pelo menos 50% menor, ou pelo menos 60% menor, ou pelo menos 70% menor, ou pelo menos 80% menor, ou pelo menos 90% menor).
[0055] Álcoois adequados podem incluir, por exemplo, glicóis e/ou álcoois de butila e/ou trióis (p.ex., glicerol) e/ou monossacarídeos e/ou dissacarídeos (p.ex., frutose e sacarose). Em um aspecto da invenção, o álcool é solúvel em água. O álcool pode ser um monoálcool (contendo um grupo hidroxila por molécula) e/ou um poliálcool tal como um glicol (contendo dois ou mais grupos hidroxila por molécula) e/ou um triol (p.ex., glicerol).
[0056] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora inclui entre 0,01% e 5% de álcool(ois), ou entre 0,1% e 5% de álcool(ois), ou entre 0,1% e 3% de álcool(ois), ou entre 0,5% e 5% de álcool(ois), ou entre 0,5% e 3% de álcool(ois), ou entre 0,5% e 2% de álcool(ois), ou entre 0,5% e 1,5% de álcool(ois), ou entre 0,5% e 1% de álcool(ois), ou cerca de 1% de álcool(ois), ou cerca de 0,95% de álcool(ois) em água. De acordo com modalidades adicionais, a composição quebradora inclui entre 5% e 30% de álcool(ois) em relação ao(s) peróxido(s), ou entre 10% e 30%, ou entre 10% e 25%, ou entre 15% e 25%, ou entre 15% e 20%, ou entre 20% e 30%, ou entre 20% e 25% em relação ao(s) peróxido(s).
[0057] De acordo com modalidades particulares, o(s) álcool(ois) incluído(s) na composição quebradora é(são) selecionado(s) do grupo consistindo em glicóis, álcoois de butila, trióis, polióis superiores, monossacarídeos, dissacarídeos e uma sua combinação. Alternativamente, o(s) álcool(ois) compreende(m), consiste(m) essencialmente em, ou consiste(m) em propilenoglicol e/ou álcool(ois) de butila (p.ex., álcool de t-butila). De acordo com estas modalidades, a composição quebradora pode compreender, consistir essencialmente em, ou consistir em água; pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila); e pelo menos um álcool selecionado do grupo consistindo em propilenoglicol, um álcool de butila (p.ex., álcool de terc-butila) e uma sua combinação.
[0058] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora compreende, consiste essencialmente, ou consiste em: água em uma quantidade de 85% a 98% (p.ex., 88% a 95% ou 92% a 96%), pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila) em uma quantidade de 1% a 10%, e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila) em uma quantidade de 0,01 a 5%.
[0059] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora compreende adicionalmente acetona.
[0060] Em modalidades alternativas, a composição quebradora inclui acetona e não inclui quaisquer álcoois, tal que a composição quebradora compreenda, consista essencialmente, ou consista em água, pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila), e acetona.
[0061] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora não está na forma de uma emulsão óleo-em-água ou água-em-óleo, ou seja, a composição quebradora está em uma forma não emulsificada. Por exemplo, em certas modalidades, a composição quebradora não é uma microemulsão ou nanoemulsão.
[0062] Outro aspecto da presente invenção se relaciona com um fluido de tratamento aquoso que foi combinado com uma composição quebradora. De acordo com uma modalidade particular, um fluido de tratamento aquoso compreende, consiste essencialmente, ou consiste em: água; um agente gelificante; um agente reticulante; e qualquer modalidade das composições quebradoras descritas aqui, p.ex., uma composição quebradora que compreende, consiste essencialmente, ou consiste em: água; pelo menos um peróxido (p.ex., hidroperóxido de terc-butila); e opcionalmente pelo menos um álcool (p.ex., propilenoglicol e/ou álcool de terc-butila).
[0063] O pelo menos um peróxido e o pelo menos um álcool opcional estão presentes em quantidades eficazes para reduzirem a viscosidade do fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2-148,9148°C (90-300 °F) (p.ex., 37,8137,8°C (100-280 °F) ou 82,2-121,1°C (180-250 °F)), e para manterem uma viscosidade reduzida durante um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (p.ex., até à temperatura ambiente).
[0064] Em várias modalidades da invenção, a composição quebradora está incluída no fluido de tratamento aquoso em uma quantidade de cerca de 0,05 GPT (Galões Por Mil) a cerca de 10 GPT de peróxido, cerca de 0,1 GPT a cerca de 5 GPT de peróxido, ou cerca de 0,2 GPT a cerca de 2 GPT de peróxido, ou cerca de 1,0 GPT de peróxido.
[0065] O fluido de tratamento aquoso inclui pelo menos um agente gelificante, ou seja, um polímero capaz de funcionar como um agente viscosificante para espessar o fluido de tratamento aquoso. Agentes gelificantes adequados têm geralmente elevado peso molecular e aumentam a viscosidade do fluido de tratamento aquoso para facilitar a formação de fraturas e transporte do propante para as fraturas. A concentração de agente(s) gelificante(s) no fluido de tratamento aquoso pode ser selecionada e controlada de modo a fornecer ao fluido a viscosidade e outras características reológicas desejadas ou necessárias para uma aplicação de usuário final particular. Em várias modalidades da invenção, por exemplo, o(s) agente gelificante(s) é(são) incluído(s) no fluido de tratamento aquoso em uma quantidade de cerca de 5 GPT a cerca de 15 GPT de agente(s) gelificante(s), ou cerca de 6 GPT a cerca de 14 GPT de agente(s) gelificante(s), ou cerca de 8 GPT a cerca de 12 GPT de agente(s) gelificante(s), ou cerca de 10 GPT de agente(s) gelificante(s).
[0066] Agentes gelificantes adequados incluem polissacarídeos hidratáveis, poliacrilamidas, copolímeros de poliacrilamida, ácido poliláctico, e álcool de polivinila. Os polissacarídeos hidratáveis podem incluir gomas de galactomanana e seus derivados, gomas de glucomanana e seus derivados, e derivados de celulose. Exemplos de tais compostos são goma-guar, goma de alfarroba, goma karaya, carboximetilguar de sódio, hidroxietilguar, carboximetilhidroxietilguar de sódio, hidroxipropilguar, carboximetilhidroximetilcelulose de sódio, carboximetil- hidroxietilcelulose de sódio, carboximetilguar (CMG), carboximetilhidroxipropilguar (CMHPG), e hidroxietilcelulose.
[0067] Em uma modalidade, o agente gelificante é selecionado do grupo consistindo em polissacarídeos, derivados de polissacarídeo, poliacrilatos, poliacrilamidas, copolímeros de propano de metila de acrilamida e ácido sulfônico, álcoois de polivinila, ácidos polilácticos, pirrolidonas de polivinila, copolímeros de anidrido maleico e éter de metila e vinila, e óxidos de polietileno. Em uma modalidade exemplar da presente invenção, o agente gelificante no fluido de tratamento aquoso pode incluir derivados de guar funcionalizados, goma-guar, e suas combinações. Pode ser usado qualquer agente gelificante adequado, solúvel ou insolúvel em água. Em uma modalidade exemplar, no entanto, o agente gelificante é solúvel em água ou inchável em água. Pode ser usado um único agente gelificante ou pode ser usada uma combinação de agentes gelificantes no fluido de tratamento aquoso. Por exemplo, os polímeros do tipo guar (solúveis em água) e do tipo poliacrilamida (resistentes à água) podem ser usados em combinação. Pode ser usada qualquer razão de polímeros adequada para se alcançar a viscosidade desejada.
[0068] Agentes reticulantes ou outros aditivos podem ser também incluídos no fluido de tratamento aquoso para aumentar a viscosidade. Agentes de reticulação úteis para aumento da viscosidade de agentes gelificantes utilizados em fluidos de fraturamento são bem conhecidos na técnica (p.ex., reticulantes contendo borato, zircônio, alumínio, titânio, e crômio). Em uma modalidade da invenção, o agente gelificante é um polissacarídeo reticulado com pelo menos um reticulante selecionado do grupo consistindo em reticulantes contendo borato, zircônio, alumínio, titânio, e crômio. Por exemplo, um polímero de guar ou de guar derivatizado pode ser reticulado com boratos (ácido bórico) ou compostos de zircônio ou ambos. O agente reticulante pode ou não possuir capacidades de reticulação retardadas no tempo. Por exemplo, o agente reticulante pode ser um agente reticulante latente que é somente ativado quando exposto a certas condições, p.ex., uma temperatura elevada. Agentes reticulantes preferenciais incluem reticulantes de borato e zirconato. Em várias modalidades da invenção, o agente reticulante é incluído no fluido de tratamento aquoso em uma quantidade de cerca de 0,5 GPT a cerca de 10 GPT de agente gelificante, ou cerca de 1 GPT a cerca de 8 GPT de agente gelificante, ou cerca de 1 GPT a cerca de 5 GPT de agente gelificante, ou cerca de 2 GPT a cerca de 4 GPT de agente gelificante, ou cerca de 3 GPT de agente gelificante.
[0069] De acordo com modalidades particulares, o fluido de tratamento aquoso inclui também pelo menos um ajustador do pH, tal como um ou mais ácidos, bases, tampões, etc. De acordo com modalidades particulares, o ajustador do pH compreende, consiste essencialmente, ou consiste em hidróxido de sódio (p.ex., NaOH a 25% em água). De acordo com modalidades adicionais, o(s) ajustador(es) do pH inclui(em) um tampão com pH elevado (p.ex., um tampão tendo um pH maior do que 7). O(s) ajustador(es) do pH é(são) preferencialmente incluído(s) em uma quantidade eficaz para se alcançar um pH do fluido de tratamento aquoso, antes da adição de um agente reticulante, que é maior do que 7 e menor do que 13, mais preferencialmente cerca de 9 a cerca de 12, ainda mais preferencialmente cerca de 9,5 a cerca de 11 (p.ex., quando o fluido de tratamento aquoso inclui água, polímero viscosificante de guar, e um reticulante de borato, como descrito no Exemplo 1 em baixo). De acordo com modalidades alternativas, o pH do fluido de tratamento aquoso antes da adição de um agente reticulante é entre cerca de 4 e cerca de 5 (p.ex., quando o fluido de tratamento aquoso inclui água, guar de carboximetilhidroxipropila, e um reticulante de zircônio). Por exemplo, o ajustador do pH pode ser incluído no fluido de tratamento aquoso em uma quantidade de cerca de 0,05 GPT a cerca de 10 GPT, cerca de 0,1 GPT a cerca de 5 GPT, ou cerca de 0,2 GPT a cerca de 2 GPT, ou cerca de 1 GPT a cerca de 2 GPT, ou cerca de 1,5 GPT.
[0070] O fluido de tratamento aquoso pode incluir um ou mais propantes. Os propantes ou agentes de sustentação são transportados pelo fluido de tratamento aquoso e depositados nas fissuras criadas pelo fraturamento hidráulico, tal que consigam manter as fissuras abertas. O propante permanece nas fraturas produzidas para prevenir o fecho das fraturas e para formar um canal se prolongando a partir do poço para a formação logo que o fluido de fraturamento seja recuperado. Pode(m) ser usado(s) qualquer(quaisquer) propante(s) adequado(s), tais como areia, um propante de cerâmica sintético, ou um propante revestido por resina/polímero, como é bem conhecido na técnica.
[0071] O fluido de tratamento aquoso pode incluir um ou mais “promotores” para promover ou acelerar a degradação do agente gelificante. Promotores adequados podem incluir qualquer sal de um tiossulfato, em que tiossulfato corresponde à espécie química aniónica S2O32-. Promotores adequados incluem também qualquer sal de um sulfito, em que sulfito corresponde à espécie química aniônica SO32-, bem como qualquer sal de um bissulfito, em que bissulfito corresponde à espécie química aniónica HSO3-. Sais do ácido eritórbico são também adequados para uso como o promotor. Podem ser também utilizadas combinações de diferentes tipos de tais promotores. Em um aspecto da invenção, o promotor é solúvel em água. O(s) cátion(s) associado(s) ao ânion do promotor pode(m), por exemplo, ser amônio, cátions de metais alcalinos tais como cátions de sódio ou potássio, cátions de metais alcalinoterrosos tais como cátion de cálcio, cátions de metais tais como prata, ferro, cobre, cobalto, manganês, vanádio e similares e suas combinações. Exemplos ilustrativos de sais de tiossulfato específicos úteis na presente invenção incluem, mas não estão limitados a, tiossulfato de sódio, tiossulfato de potássio, tiossulfato de amônio, tiossulfato de prata, tiossulfato de ferro, tiossulfato de cobre, tiossulfato de cobre, tiossulfato de cálcio, tiossulfato de manganês, tiossulfato de vanádio, e suas combinações. Sulfito de sódio, bissulfito de sódio e eritorbato de sódio são também adequados para uso como promotores na presente invenção. Tiossulfato de sódio é preferencial. O promotor pode, por exemplo, ser incorporado no fluido de tratamento aquoso como um sal sólido convencional, como um sal sólido encapsulado/revestido por polímero (liberação ao longo do tempo), sais com revestimentos não poliméricos, ou como uma solução de sal aquosa concentrada.
[0072] A concentração de promotor tal como sal de tiossulfato no fluido de tratamento aquoso pode ser selecionada e controlada de modo a se alcançar o nível desejado de promoção no que diz respeito ao peróxido. Em um aspecto da invenção, uma quantidade de promotor tal como sal de tiossulfato está presente no fluido de tratamento aquoso que é eficaz para diminuir a temperatura de quebra do fluido de tratamento aquoso em comparação com a temperatura de quebra exibida pelo fluido de tratamento aquoso na ausência de tal promotor. A incorporação de um ou mais promotores em um fluido de tratamento aquoso de acordo com a presente invenção pode assim prolongar ou expandir eficazmente a gama útil de temperaturas de trabalho de uma composição quebradora. Os promotores podem também ou alternativamente reduzir o tempo de quebra a uma dada temperatura.
[0073] Tipicamente, o fluido de tratamento aquoso será formulado para conter, em várias modalidades da invenção, de cerca de 0,001% a cerca de 10%, cerca de 0,002% a cerca de 5%, cerca de 0,005% a cerca de 2,5%, ou cerca de 0,01% a cerca de 1,5% de promotor total. Alternativamente, o fluido de tratamento aquoso pode conter cerca de 0,1 GPT a cerca de 8 GPT, ou cerca de 1 GPT a cerca de 6 GPT, ou cerca de 2 GPT a cerca de 5 GPT de promotor.
[0074] Outro aspecto da presente invenção se relaciona com um método para manutenção de uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso (ou seja, um método para prevenir completamente ou substancialmente a recicatrização de um fluido de tratamento aquoso) que compreende, consiste essencialmente, ou consiste em combinação de uma composição quebradora com o fluido de tratamento aquoso, em que a composição quebradora (i) reduz a viscosidade do fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90-300 °F) (p.ex., 37,8137,8°C (100 °F a 280 °F) ou 82,2-121,1°C (180 °F a 250 °F)), e (ii) permite que o fluido de tratamento aquoso mantenha a viscosidade reduzida durante um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C 90-300 °F (p.ex., até à temperatura ambiente). Dito de outro modo, o método compreende incorporação da composição quebradora no fluido de tratamento aquoso em uma quantidade eficaz para causar uma redução na viscosidade do fluido de tratamento aquoso a uma temperatura entre 32,2-148,9°C 90 °F e 300 °F (p.ex., 37,8-137,8°C (100 °F a 280 °F) ou 82,2-121,1°C (180 °F a 250 °F)), e para manter a redução na viscosidade do fluido de tratamento aquoso (ou seja, para prevenir inteiramente ou substancialmente da recicatrização do fluido de tratamento aquoso) durante um período de tempo após a temperatura do fluido de tratamento aquoso ter sido reduzida (p.ex., durante pelo menos cinco minutos, pelo menos 15 minutos, pelo menos 30 minutos, pelo menos uma hora, pelo menos três horas, pelo menos seis horas, pelo menos doze horas, ou pelo menos 24 horas). Podem ser usadas quaisquer modalidades da composição quebradora e fluido de tratamento aquoso descritas aqui de acordo com este método (p.ex., um fluido de tratamento aquoso compreendendo um agente gelificante e um agente reticulante, e a composição de quebra compreendendo, consistindo essencialmente em, ou consistindo em água, hidroperóxido de terc-butila, e opcionalmente propilenoglicol).
[0075] De acordo com modalidades particulares, a composição quebradora previne completamente a ocorrência de qualquer recicatrização e não é observada nenhuma recicatrização durante o período de tempo. De acordo com outras modalidades, a composição quebradora previne substancialmente a recicatrização do fluido de tratamento aquoso (ou seja, a quantidade de recicatrização observada no fluido de tratamento aquoso é cerca de 0,1% a cerca de 20%, ou cerca de 0,1% a cerca de 15%, ou cerca de 0,1% a cerca de 10%, ou cerca de 0,1% a cerca de 5%, ou cerca de 0,1% a cerca de 1%).
[0076] Outro aspecto da presente invenção se relaciona com um método para fraturamento de uma formação subterrânea compreendendo, consistindo essencialmente em, ou consistindo em injeção na formação subterrânea sob condições de fraturamento de um fluido de tratamento aquoso e composição quebradora da presente invenção. O fluido de tratamento aquoso e composição quebradora podem ser injetados simultaneamente (p.ex., o fluido de tratamento aquoso que já foi combinado com a composição quebradora antes da injeção), ou separadamente (p.ex., em que o fluido de tratamento aquoso é injetado na formação, seguido pela composição quebradora ou vice-versa). O fluido de tratamento aquoso é fornecido a uma localização desejada em uma formação subterrânea e o fluido de tratamento aquoso é mantido com viscosidade suficiente para formar pelo menos uma fratura. Se permite que a composição quebradora degrade o agente gelificante e reduza a viscosidade do fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2148,9°C (90-300 °F) (p.ex., 37,8-137,8°C (100 °F a 280 °F) ou 82,2-121,1°C (180 °F a 250 °F). Após a temperatura ser reduzida (p.ex., até à temperatura ambiente), a composição quebradora permite que o fluido de tratamento aquoso mantenha a sua viscosidade reduzida. Podem ser usadas quaisquer modalidades da composição quebradora e fluido de tratamento aquoso descritas aqui de acordo com este método.
[0077] As modalidades descritas aqui se destinam a ser exemplificativas da invenção e não suas limitações. Um perito na técnica apreciará que podem ser feitas modificações às modalidades e exemplos da presente divulgação sem se afastarem do escopo da presente divulgação.
[0078] As modalidades da invenção são descritas acima usando o termo “compreendendo” e suas variações. No entanto é a intenção dos inventores que o termo “compreendendo” possa ser substituído em qualquer uma das modalidades descritas aqui por “consistindo em” e “consistindo essencialmente em” sem se afastar do escopo da invenção. A não ser que especificado de outro modo, todos os valores proporcionados aqui incluem até aos e incluindo os pontos de partida e pontos finais dados.
[0079] Os seguintes exemplos ilustram adicionalmente modalidades da invenção e são para serem interpretadas como ilustrativas e não em sua limitação.
[0080] Foram preparados fluidos de tratamento aquosos como descrito nos Exemplos em baixo. A viscosidade foi medida de acordo com API RP 39 (“Recommended Practices on Measuring the Viscous Properties of a Cross-Linked Water-Based Fracturing Fluid”, API Recommended Practice 39, 3° Edição, maio 1998), exceto que a taxa de cisalhamento foi 40 s-1 e o volume do fluido foi 52 mL. Exemplo 1. De acordo com a presente invenção, um fluido de tratamento aquoso foi preparado usando 500 mL de água, 10 GPT (Galões Por Mil) de pasta de polímero viscosificante de guar, 1,5 GPT de NaOH a 25% em água, 3 GPT de reticulante de borato retardado e 1,0 GPT de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso combinados com propilenoglicol a 0,95% em peso em água. A formulação de fluido de tratamento aquoso foi preparada e avaliada de acordo com o seguinte procedimento: A água foi adicionada a um jarro de vidro de bocal amplo com misturador suspenso a 730 rpm. A pasta de polímero viscosificante de guar foi adicionada através de uma seringa de 5 mL e se permitiu que agitasse durante 10 minutos. A solução de NaOH foi adicionada para levar o pH até 10,5. O reticulante de borato retardado foi depois adicionado, seguido pelo hidroperóxido de t-butila a 5% em peso, e se permitiu que agitassem durante 1 minuto. Após o fluido de tratamento aquoso ter sido preparado, 52 mL foram transferidos para um copo de amostra Grace M5600 através de uma seringa. Após um teste de quebra bem-sucedido a 110°C (230 °F) e uma taxa de cisalhamento de 40 seg-1 se permitiu que o fluido de tratamento aquoso resfriasse a partir de 30-20°C (86 °F até 68 °F) enquanto se examinava o efeito de viscosidade crescente (frequentemente chamado recicatrização) por teste em um Grace M5600 usando uma taxa de cisalhamento constante de 40 seg-1.
[0081] A combinação de 1 GPT de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso e PG (propilenoglicol) a 0,95% por peso resultou em uma quebra completa na viscosidade do fluido de guar após 50 minutos a 110°C (230 °F), ver FIG. 1. O resfriamento deste fluido de guar quebrado a partir de 30-20°C (86 °F até 68 °F) e a medição da sua viscosidade no Grace M5600 a 40 seg-1 revelam viscosidade em centipoise baixa (próxima de zero) desejável. Ver FIG. 1A. Isto demonstra que não teve lugar nenhuma recicatrização do fluido de fratura à base de guar. A inibição completa da recicatrização é mais desejável do que a recicatrização parcial, e ainda mais desejável do que a recicatrização completa de um fluido de tratamento aquoso. Exemplo 2. Foi preparada uma segunda amostra seguindo o mesmo procedimento que o Exemplo 1, exceto que não foi incluído propilenoglicol com o quebrador de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso. Este quebrador consistindo em uma solução a 5% em peso de hidroperóxido de t-butila proporcionou uma recicatrização parcial inesperada do fluido de guar, o que é um resultando desejável em comparação com a recicatrização completa do fluido de guar após uma quebra completa quando se usa persulfato de amônio no Exemplo 3. O uso de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso proporcionou uma vantagem, e um resultado desejável em comparação com o quebrador de persulfato de amônio.
[0082] A partir da Figura 2 pode ser visto que, a 110°C (230 °F), a viscosidade de guar proporcionou uma viscosidade final de cerca de zero centipoise após 90 minutos. No entanto, após resfriamento este fluido de guar quebrado a partir de 30-20°C (86 °F até 68 °F), a viscosidade do fluido recuperou parcialmente a partir de zero cPs até aproximadamente 750 centipoise, ou cerca de metade da viscosidade original de >1500 cPs. Isto foi um resultado inesperado e desejável quando se usa solução de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso em comparação com o uso de um persulfato de amônio sólido, o que resultou em uma recicatrização completa do fluido de fratura à base de guar no Exemplo 3. Exemplo 3. Foi preparada uma terceira amostra seguindo o mesmo procedimento que o Exemplo 1, exceto que foram usados 0,255 PPT (libras por mil galões de fluido) de um peróxido inorgânico sólido, persulfato de amônio, como o quebrador. O quebrador de persulfato de amônio não foi usado com qualquer propilenoglicol ou hidroperóxido de t-butila. Os resultados usando a amostra do Exemplo 3 estão mostrados na Figura 3.
[0083] Após reação do fluido de fratura de guar a 93,3°C (200 °F) durante 90 minutos foi obtida uma quebra completa do fluido de guar de elevada viscosidade onde a viscosidade medida final mostra uma viscosidade de zero centipoise após 90 minutos. O resfriamento deste fluido com baixa viscosidade, quebrado a partir de 93,3°C (200 °F) até à gama de 30-20° (86 °F a 68 °F), e depois remedição deste fluido quebrado, revelou que o quebrador de persulfato de amônio proporcionou desempenho fraco. O fluido resfriado, que foi quebrado a 93,3°C (200 °F) até um desejável zero centipoise, recicatrizou completamente, ou seja, reganhou toda a viscosidade original de cerca de 2000 centipoise, quando resfriado até à temperatura ambiente. Assim sendo, a viscosidade meidda final do fluido quebrado à temperatura ambiente não foi diferente da viscosidade original antes do uso do quebrador de persulfato de amônio. O fluido à base de guar recuperou a sua elevada viscosidade original, o que é indesejável, tornando mais difícil manusear o fluido quando se tenta remover fluido quebrado de um poço. Exemplo 4. Foi preparada uma quarta amostra seguindo o mesmo procedimento que o Exemplo 1, exceto que o uso de propilenoglicol a 0,95% em peso foi eliminado e substituído por glicerol a 0,95% em peso que foi combinado com o quebrador de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso. Os resultados estão mostrados na Fig. 4. Foi obtida uma quebra completa do fluido à base de guar a 110°C (230 °F). O resfriamento deste fluido completamente quebrado a partir de 110°C (230 °F) até à gama de 30-20°C (86 °F - 68 °F) e a medição da viscosidade do fluido resfriado novamente, conforme o procedimento delineado no Exemplo 1 a uma taxa de cisalhamento de 40 seg-1, não mostraram nenhuma recicatrização do fluido de guar. Exemplo 5. Foi preparada uma quinta amostra seguindo o mesmo procedimento que o Exemplo 1, exceto que o uso de propilenoglicol a 0,95% em peso foi eliminado e substituído por frutose a 0,95% em peso que foi combinada com o quebrador de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso. Os resultados estão mostrados na Fig. 5. Foi obtida uma quebra completa do fluido à base de guar a 230 °F. O resfriamento deste fluido completamente quebrado a partir de 110°C (230 °F) até à gama de 30-20°C (86 °F - 68 °F) e a medição da viscosidade do fluido resfriado novamente, conforme o procedimento delineado no Exemplo 1 a uma taxa de cisalhamento de 40 seg-1, não mostraram nenhuma recicatrização do fluido de guar. Exemplo 6. Foi preparada uma sexta amostra seguindo o mesmo procedimento que o Exemplo 1, exceto que o uso de propilenoglicol a 0,95% em peso foi eliminado e substituído por sacarose a 0,95% em peso que foi combinada com o quebrador de hidroperóxido de t- butila a 5% em peso. Os resultados estão mostrados na Fig. 6. Foi obtida uma quebra completa do fluido à base de guar a 110°C (230 °F). O resfriamento deste fluido completamente quebrado a partir de 110°C (230 °F) até à gama de 30-20°C 86 °F - 68 °F) e a medição da viscosidade do fluido resfriado novamente, conforme o procedimento delineado no Exemplo 1 a uma taxa de cisalhamento de 40 seg-1, não mostraram nenhuma recicatrização do fluido de guar. Exemplo 7. Foi preparada uma sétima amostra seguindo o mesmo procedimento que o Exemplo 1, exceto que o uso de propilenoglicol a 0,95% em peso foi eliminado e substituído por álcool de t-butila a 0,95% em peso que foi combinado com o quebrador de hidroperóxido de t-butila a 5% em peso. Os resultados estão mostrados na Fig. 7. Foi obtida uma quebra completa do fluido à base de guar a 110°C (230 °F). O resfriamento deste fluido completamente quebrado a partir de 110°C (230 °F) até à gama de 30-10°C (86 °F - 68 °F) e a medição da viscosidade do fluido resfriado novamente, conforme o procedimento delineado no Exemplo 1 a uma taxa de cisalhamento de 40 seg-1, não mostraram nenhuma recicatrização do fluido de guar.
Claims (24)
1. Composição quebradora não emulsificada aquosa para uso em um fluido de tratamento aquoso, a composição quebradora não emulsificada aquosa caracterizada pelo fato de compreender: água; e pelo menos um peróxido orgânico solúvel em água que é hidroperóxido de terc-butila, o pelo menos um peróxido orgânico solúvel em água está presente em uma quantidade de 0,1 a 20% por peso em água; pelo menos um álcool selecionado do grupo consistindo de propilenoglicol, um álcool butila, um monossacarídeo, um dissacarídeo e uma combinação dos mesmos; em que o pelo menos um peróxido orgânico solúvel em água e o pelo menos um álcool estão presentes quantidade para reduzir a viscosidade de um fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90 a 300°F), e para manter uma viscosidade reduzida por um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90 a 300 °F); em que a composição quebradora não emulsificada aquosa inclui entre 5% e 30% por peso de álcool em relação ao peróxido.
2. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o pelo menos um peróxido orgânico e o pelo menos um álcool estão presentes quantidade para manter uma viscosidade reduzida por um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2148,9°C (90 a 300 °F) até à temperatura ambiente e que pelo menos um peróxido orgânico é hidroperóxido de terc-butila.
3. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente acetona.
4. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o álcool é propilenoglicol.
5. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o álcool é álcool de terc-butila.
6. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que pelo menos um peróxido orgânico tem uma solubilidade em água de entre 3 g/100 g e 18 g/100 g à temperatura e pressão ambientes.
7. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender entre 0,1% e 10% de hidroperóxido de terc-butila.
8. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender entre 0,1% e 5% de propilenoglicol.
9. Composição quebradora não emulsificada aquosa, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender entre 85% e 98% da água.
10. Fluido de tratamento aquoso caracterizado pelo fato de compreender: água; pelo menos um agente gelificante; pelo menos um agente reticulante; e a composição quebradora não emulsificada aquosa conforme definida na reivindicação 1.
11. Fluido de tratamento aquoso, de acordo com a reivindicação 10 caracterizado pelo fato de que pelo menos um agente gelificante compreende um polímero de guar ou de guar derivatizado.
12. Fluido de tratamento aquoso, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que pelo menos um agente reticulante é selecionado do grupo consistindo em reticulantes de borato, reticulantes de zircônio, reticulantes de alumínio, reticulantes de titânio, reticulantes organometálicos de crômio e uma combinação dos mesmos.
13. Fluido de tratamento aquoso, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um ajustador do pH.
14. Fluido de tratamento aquoso, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um propante.
15. Fluido de tratamento aquoso, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um promotor selecionado do grupo consistindo em tiossulfato de sódio, tiossulfato de potássio, tiossulfato de amônio, tiossulfato de prata, tiossulfato de ferro, tiossulfato de cobre, tiossulfato de cobalto, tiossulfato de cálcio, tiossulfato de manganês, tiossulfato de vanádio, sulfito de sódio, bissulfito de sódio, eritorbato de sódio e combinações dos mesmos.
16. Método para manter uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso, o dito método caracterizado pelo fato de compreender: combinar uma composição quebradora não emulsificada aquosa, como definida na reivindicação 1, com o fluido de tratamento aquoso, em que o fluido de tratamento aquoso compreende pelo menos um agente gelificante e pelo menos um agente reticulante, em que a composição quebradora não emulsificada aquosa compreende água; e pelo menos um peróxido orgânico solúvel em água que é hidroperóxido de terc-butila, e pelo menos um álcool selecionado do grupo consistindo de propilenoglicol, um álcool butila, um monossacarídeo, um dissacarídeo e uma combinação dos mesmos, em que a composição quebradora não emulsificada aquosa reduz a viscosidade do fluido de tratamento aquoso a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90 a 300°F), e em que a composição quebradora não emulsificada aquosa mantém uma viscosidade reduzida do fluido de tratamento aquoso por um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90 a 300 °F).
17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que a composição quebradora não emulsificada aquosa mantém a viscosidade reduzida do fluido de tratamento aquoso durante um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90 a 300 °F) até à temperatura ambiente.
18. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que pelo menos um peróxido orgânico solúvel em agua compreende hidroperóxido de terc-butila e pelo menos um álcool compreende propilenoglicol.
19. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que pelo menos um agente gelificante compreende um polímero de guar ou de guar derivatizado, e o pelo menos um agente reticulante é selecionado do grupo consistindo em reticulantes de borato, reticulantes de zircônio, reticulantes de alumínio, reticulantes de titânio, reticulantes organometálicos de crômio e uma combinação dos mesmos.
20. Método para fraturamento de uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de compreender: injetar na formação subterrânea sob condições de fraturamento um fluido de tratamento aquoso e uma composição quebradora não emulsificada aquosa, como definida na reivindicação 1, em que o fluido de tratamento aquoso compreende um agente gelificante e um agente reticulante, em que a composição quebradora não emulsificada aquosa compreende água; pelo menos um peróxido orgânico solúvel em água que é hidroperóxido de terc- butila, e pelo menos um álcool selecionado do grupo consistindo de propilenoglicol, um álcool butila, um monossacarídeo, um dissacarídeo e uma combinação dos mesmos, em que a composição quebradora não emulsificada aquosa faz com que o fluido de tratamento aquoso tenha uma viscosidade reduzida a uma temperatura de 32,2-148,9°C (90 a 300°F), e em que a composição quebradora não emulsificada aquosa faz com que o fluido de tratamento aquoso mantenha uma viscosidade reduzida por um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90 a 300 °F).
21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que a composição quebradora não emulsificada aquosa faz com que o fluido de tratamento aquoso mantenha uma viscosidade reduzida por um período de tempo após a temperatura ser reduzida a partir de 32,2-148,9°C (90 a 300 °F) até à temperatura ambiente.
22. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que um peróxido orgânico solúvel em água compreende hidroperóxido de terc-butila e o pelo menos um álcool compreende propilenoglicol.
23. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que pelo menos um agente gelificante compreende um polímero de guar ou de guar derivatizado, e pelo menos um agente reticulante é selecionado do grupo consistindo em reticulantes de borato, reticulantes de zircônio, reticulantes de alumínio, reticulantes de titânio, reticulantes organometálicos de crômio e uma combinação dos mesmos.
24. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de compreender injetar o fluido de tratamento aquoso e a composição quebradora não emulsificada aquosa na formação subterrânea simultaneamente.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462052555P | 2014-09-19 | 2014-09-19 | |
| US62/052,555 | 2014-09-19 | ||
| PCT/US2015/048213 WO2016043977A1 (en) | 2014-09-19 | 2015-09-03 | Compositions and methods for breaking hydraulic fracturing fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112017005436A2 BR112017005436A2 (pt) | 2017-12-12 |
| BR112017005436B1 true BR112017005436B1 (pt) | 2022-08-09 |
Family
ID=55533688
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112017005436-1A BR112017005436B1 (pt) | 2014-09-19 | 2015-09-03 | Composição quebradora não emulsificada aquosa para uso em um fluido de tratamento aquoso, fluido de tratamento aquoso, método para manter uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso e método para fraturamento de uma formação subterrânea |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10294414B2 (pt) |
| EP (1) | EP3194524A4 (pt) |
| AR (1) | AR101983A1 (pt) |
| BR (1) | BR112017005436B1 (pt) |
| CA (1) | CA2961471C (pt) |
| RU (1) | RU2703573C2 (pt) |
| WO (1) | WO2016043977A1 (pt) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2019108560A1 (en) * | 2017-11-29 | 2019-06-06 | M-I L.L.C. | High-temperature fluids for coiled tubing applications and methods thereof |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2579970A (en) * | 1948-12-08 | 1951-12-25 | August G Seampone | Coil spring retaining rod |
| US3922173A (en) | 1974-07-22 | 1975-11-25 | Halliburton Co | Temperature-stable aqueous gels |
| US4259205A (en) * | 1977-10-06 | 1981-03-31 | Halliburton Company | Process involving breaking of aqueous gel of neutral polysaccharide polymer |
| US5447199A (en) | 1993-07-02 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Controlled degradation of polymer based aqueous gels |
| US6133204A (en) * | 1999-02-09 | 2000-10-17 | Atlantic Richfield Company | Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments |
| US8383557B2 (en) | 2004-05-13 | 2013-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer |
| US20050261138A1 (en) * | 2004-05-20 | 2005-11-24 | Robb Ian D | Viscosified treatment fluids comprising scleroglucan or diutan and associated methods |
| US7825073B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods |
| JP4298741B2 (ja) * | 2006-01-17 | 2009-07-22 | ナックフィーディング株式会社 | 振動型搬送装置 |
| US20080020758A1 (en) | 2006-07-20 | 2008-01-24 | Symbol Technologies, Inc. | Query-response techniques for reduction of wireless client database size to provide scalability in large wireless switch networks supporting layer 3 mobility |
| US20080202758A1 (en) * | 2007-02-27 | 2008-08-28 | John Roland Delorey | Method for using and transporting a non-emulsified organic peroxide-containing composition |
| CA2579970A1 (en) | 2007-02-28 | 2008-08-28 | Bj Services Company | Method of using and transporting a non-emulsified organic peroxide-containing composition |
| US7678745B2 (en) | 2007-09-24 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction |
| US8835364B2 (en) * | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| CA2742207C (en) * | 2010-06-07 | 2016-07-26 | Regents Of The University Of Minnesota | Storm drain baffle to decrease sediment washout |
| US9102860B2 (en) * | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
| WO2013126639A1 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Dobson Jr James W | Hybrid aqueous-based suspensions for hydraulic fracturing operations |
| MX369313B (es) | 2012-03-30 | 2019-11-05 | Basf Enzymes Llc | Genes que codifican celulasa para hidrolizar fluidos de fractura de guar bajo condiciones extremas en el pozo. |
| US9475980B2 (en) | 2012-05-31 | 2016-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion and nanoemulsion breaker fluids with organic peroxides |
| EP2961923A4 (en) * | 2013-02-27 | 2016-10-19 | Arkema Inc | Promoters for peroxides in aqueous treatment fluids |
-
2015
- 2015-09-03 RU RU2017113077A patent/RU2703573C2/ru active
- 2015-09-03 US US15/512,174 patent/US10294414B2/en active Active
- 2015-09-03 EP EP15842604.9A patent/EP3194524A4/en not_active Withdrawn
- 2015-09-03 CA CA2961471A patent/CA2961471C/en active Active
- 2015-09-03 BR BR112017005436-1A patent/BR112017005436B1/pt active IP Right Grant
- 2015-09-03 WO PCT/US2015/048213 patent/WO2016043977A1/en active Application Filing
- 2015-09-18 AR ARP150103032A patent/AR101983A1/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3194524A4 (en) | 2018-02-28 |
| RU2017113077A3 (pt) | 2019-04-09 |
| CA2961471C (en) | 2022-06-28 |
| US10294414B2 (en) | 2019-05-21 |
| WO2016043977A1 (en) | 2016-03-24 |
| AR101983A1 (es) | 2017-01-25 |
| US20170275528A1 (en) | 2017-09-28 |
| EP3194524A1 (en) | 2017-07-26 |
| CA2961471A1 (en) | 2016-03-24 |
| RU2703573C2 (ru) | 2019-10-21 |
| RU2017113077A (ru) | 2018-10-19 |
| BR112017005436A2 (pt) | 2017-12-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10138413B2 (en) | Promoters for peroxides in aqueous treatment fluids | |
| US5447199A (en) | Controlled degradation of polymer based aqueous gels | |
| US6177385B1 (en) | Metal ion crosslinked fracturing fluid and method | |
| US8361936B2 (en) | Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method | |
| RU2553809C2 (ru) | Ловушка радикалов в операциях интенсификации притока нефти и газа | |
| BRPI1101503B1 (pt) | Composições e método para quebra de fluidos de fraturamento hidráulico | |
| WO2010129425A2 (en) | Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations | |
| US20160289548A1 (en) | Well Treatment Methods and Fluids | |
| US10787604B2 (en) | Colored organic peroxide compositions and methods for breaking fluids | |
| BR112017005436B1 (pt) | Composição quebradora não emulsificada aquosa para uso em um fluido de tratamento aquoso, fluido de tratamento aquoso, método para manter uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso e método para fraturamento de uma formação subterrânea | |
| EP3004285B1 (en) | Treatment fluids with non-oxidizer class inorganic peroxide polymer breakers and methods of use thereof | |
| US20220135867A1 (en) | Crosslinking fluids, methods for delaying gel crosslinking of said fluids, and applications of said fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
| B350 | Update of information on the portal [chapter 15.35 patent gazette] | ||
| B350 | Update of information on the portal [chapter 15.35 patent gazette] | ||
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 03/09/2015, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS |