CN106661441A - 耐盐减摩剂 - Google Patents

耐盐减摩剂 Download PDF

Info

Publication number
CN106661441A
CN106661441A CN201580038492.6A CN201580038492A CN106661441A CN 106661441 A CN106661441 A CN 106661441A CN 201580038492 A CN201580038492 A CN 201580038492A CN 106661441 A CN106661441 A CN 106661441A
Authority
CN
China
Prior art keywords
water
oil emulsion
methyl
percentage
soluble polymer
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201580038492.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106661441B (zh
Inventor
K.W.弗雷德里克
S-r.T.陈
R.J.莱夫勒
K.萨万特
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Energy Solutions Usa LLC
Original Assignee
Plextronics Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Plextronics Inc filed Critical Plextronics Inc
Publication of CN106661441A publication Critical patent/CN106661441A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106661441B publication Critical patent/CN106661441B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
    • 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
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • 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
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • 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
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • 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
    • C09K2208/28—Friction or drag reducing additives

Abstract

一种减摩处理溶液，该减摩处理溶液包括水、从100ppm至500,000ppm的总溶解的固体、以及每千加仑从0.5至3加仑的含水溶性聚合物的油包水乳液。这些总溶解的固体包括至少10重量百分比的多价阳离子。该油包水乳液包括油相和水相，其中该油相是含有惰性疏水性液体的连续相，并且该水相作为分散的不同颗粒存在于该油相中并且含有水、该水溶性聚合物、以及表面活性剂和反转表面活性剂。该水溶性聚合物由20至80重量百分比的非离子型单体、0.5至30重量百分比的含羧酸单体、以及5至70重量百分比的阳离子型单体构成，并且构成该油包水乳液的从10至35重量百分比。

Description

耐盐减摩剂
相关申请的交叉引用
本申请要求于2014年7月15日提交的美国临时专利申请号62/024,652的权益，将该临时专利申请的内容以其全文通过援引方式并入本申请。
背景技术
所披露的主题涉及用于处理地下区域的组合物。这些组合物包括水性地下处理流体，这些水性地下处理流体在含高盐水的溶液中含有油包水乳液中的水溶性聚合物，以及相关方法。
水性处理流体可以用于多种地下处理。此类处理包括但不限于钻井操作、增产操作、以及完井操作。如在此所使用的，术语“处理(treatment)”或“处理(treating)”是指结合所需功能和/或出于所需目的使用流体的任何地下操作。该术语“处理(treatment)”或“处理(treating)”不暗示流体的任何具体作用。
粘性的胶凝的压裂流体通常用于被井筒穿透的地下区域的水力压裂以增加来自这些地下区域的烃的生产。即，以使得裂缝形成并且延伸到待增产的地下区域中的速率和压力将粘性的压裂流体泵送通过该井筒进入该地下区域。该压裂流体还将微粒支撑剂材料(例如级配砂)携带到所形成的裂缝中。使该支撑剂材料悬浮在该粘性的压裂流体中，这样使得当该粘性的压裂流体破坏并且回收时该支撑剂材料沉积在这些裂缝中。该支撑剂材料起防止裂缝闭合的作用，由此形成传导通道，通过这些传导通道所产生的流体可以流到该井筒中。
利用水性处理流体的增产操作的实例是水力压裂。在一些例子中，压裂处理涉及将无支撑剂的水性处理流体(称为垫液)比该流体能够逃逸到地下地层中更快地泵送到该地层中，这样使得该地层中的压力升高并且该地层破裂，产生或增强一个或多个裂缝。增强裂缝包括扩大地层中预先存在的裂缝。一旦该裂缝形成或增强，通常将支撑剂微粒置于该裂缝中以形成支撑剂充填层，当释放液压时该支撑剂充填层可以防止该裂缝闭合，形成传导通道，通过这些传导通道流体可以流到该井筒中。
在将该水性处理流体泵送到该井筒的过程中，由于在呈湍流的水性处理流体与该地层和/或布置在该井筒内的管状物品(例如，管子、盘绕的管道等)之间的摩擦可能损失相当大量的能量。由于这些能量损失，额外的马力可能是必要的以实现所希望的处理。为减少这些能量损失，迄今为止已经将减摩聚合物包括在水性处理流体中。由于在呈湍流的水性处理流体与这些管状物品和/或该地层之间的摩擦，该减摩聚合物应该减低这些摩擦损失。
很多减摩聚合物在低分子量添加剂如酸、碱和盐的存在下示出降低的性能。离子带电的聚合物是特别易受影响的。例如，含有丙烯酸脂类型单体的聚合物(或者作为共聚物添加的或由聚丙烯酰胺水解的)具有降低的与高钙盐水的相容性。这些添加剂将这些电荷筛选到聚合物主链上，这降低了该聚合物的流体动力学半径。随着有效聚合物长度的降低，该摩擦减少也降低。
水力压裂已经是石油和天然气工业的福音。由于该程序，已经使很多油井和气井更加多产。然而，水力压裂行业现在正面临日益增加的详细审查和政府监管。另外，水力压裂操作需要大体积的水。在一些区域中，新鲜的水可能是限制因素。可以使用多种水来源(如来自地层的采出水或钻井处理后的返排水)的处理溶液可以显著增强油田适用性。
在地下处理方法中相对高的聚合物使用可造成显著的地层损坏。另外，当在地面之上回收利用该处理流体时，该流体中高水平的高分子量聚合物可在地面之上流体回收利用操作(如末端颠倒)中导致絮凝。
存在对开发具有有效的摩擦减小以使能量损失最小化但是仍然具有对于携带支撑剂能力来说足够的粘度(尤其在高盐水情况下)，同时是安全的和环境友好的处理溶液的持续需求。
概述
本披露提供了减摩处理溶液，该减摩处理溶液包括水，从100、在很多情况下从10,000至300,000、在一些情况下最高达约500,000ppm的总溶解的固体，以及每千加仑从0.5至3加仑的含水溶性聚合物的油包水乳液。这些总溶解的固体包含至少10重量百分比的多价阳离子。该油包水乳液以从约1:8至约10:1的O/A比包含油相(O)和水相(A)，其中该油相是含有惰性疏水性液体的连续相，并且该水相作为分散的不同颗粒存在于该油相中并且含有水、该水溶性聚合物、以及表面活性剂和反转表面活性剂(inverting surfactant)。该水溶性聚合物由20至80重量百分比的非离子型单体、0.5至35重量百分比的含羧酸单体、以及5至70重量百分比的阳离子型单体构成。该水溶性聚合物占该油包水乳液的从5至40重量百分比。
本披露还提供了一种处理至少一部分地下地层的方法，该方法包括将该减摩处理溶液引入该部分地下地层。
详细说明
除了在操作实例中或另外指明的地方，在说明书和权利要求书中使用的所有关于成分的数量、反应条件等的数字或表述应理解为在所有情况下由术语“约”修饰。因而，除非相反指明，否则在以下说明书和所附权利要求书中阐明的数值参数是近似值，这些近似值可以取决于寻求通过本披露获得的希望的特性而变化。一点也不试图限制等同原则应用到权利要求书的范围中，每个数值参数应至少按照报告的有效数字的数目及通过应用普通的舍入技术进行解释。
尽管阐明本披露的宽范围的数值范围和参数是近似值，尽可能地精确报告在具体实例中阐明的数值。然而，任何数值固有地含有不可避免地由在它们各自测试测量中发现的标准偏差造成的某些误差。
另外，应理解在此列举的任何数值范围旨在包括包含于其中的全部子范围。例如，“1至10”的范围旨在包括在并且包括所列举的最小值1与所列举的最大值10之间的全部子范围；即，具有等于或大于1的最小值和等于或小于10的最大值。因为这些披露的数值范围是连续的，所以它们包括在最小值与最大值之间的每个值。除非另外清楚地指明，否则在本申请中指定的各种数值范围是近似值。
如在此使用的，术语“(甲基)丙烯酸”和“(甲基)丙烯酸脂”意在包括丙烯酸衍生物和甲基丙烯酸衍生物二者，如通常被称为丙烯酸酯和(甲基)丙烯酸脂的相应烷基酯，术语“(甲基)丙烯酸脂”意在涵盖。
如在此使用的，术语“聚合物”意在涵盖低聚物，并且包括(不限于)均聚物和共聚物二者。
如在此使用的，如在此使用的术语“共聚物”不限于含有两种类型的单体单元的聚合物，而是包括聚合物(例如三聚物、四聚物等)的任何组合。
如在此使用的，术语“返排水”是指在处理流体被注入井下后返排回表面的流体。
如在此使用的，“总溶解的固体(TDS)”是指包含在水中的所有无机物和有机物的组合含量的测量值，包括在该水中的电离的固体。
如在此使用的，术语“盐水”是指含有溶解的盐和至少10,000ppm的TDS的水。在实施例中，术语“盐水”是指含有溶解的盐和大于30,000ppm的TDS的水。
本披露提供了减摩处理溶液，该减摩处理溶液包括水，从100、在很多情况下从10,000至300,000、在一些情况下最高达约500,000ppm的总溶解的固体，以及每千加仑从0.5至3加仑的含水溶性聚合物的油包水乳液。这些总溶解的固体包含至少10重量百分比的多价阳离子。该油包水乳液以从约1:8至约10:1的O/A比包含油相(O)和水相(A)，其中该油相是含有惰性疏水性液体的连续相，并且该水相作为分散的不同颗粒存在于该油相中并且含有水、该水溶性聚合物、以及表面活性剂和反转表面活性剂。该水溶性聚合物由20至80重量百分比的非离子型单体、0.5至35重量百分比的含羧酸单体、以及5至70重量百分比的阳离子型单体构成。该水溶性聚合物占该油包水乳液的从5至40重量百分比。
本披露提供了一种处理一部分地下地层的方法，该方法包括将该减摩处理溶液引入该部分地下地层。
本披露的水性减摩处理溶液通常包括水和减摩共聚物。
该油包水乳液包括油相、水相和表面活性剂。该油相(O)和水相(A)可以基于每个相的体积从至少约1:8、在一些情况下至少约1:6并且在其他情况下至少约1:4并且可以是最高达约10:1、在一些情况下最高达约8:1并且在其他情况下最高达约6:1的O/A比存在。当该O/A比太油重时，该聚合物可能是在该水相中太浓的。当该O/A比太水重时，该乳液可能变得不稳定并且易于分离。该O/A比可以是在上述比例的任何之间的任何比例或范围。
在本披露的油包水乳液中，该油相作为连续相存在并且包括惰性疏水性液体。该惰性疏水性液体可以包括(作为非限制性实例)链烷烃(paraffinic hydrocarbon)、环烷烃(napthenic hydrocarbon)、芳香族烃、苯、二甲苯、甲苯、矿物油、煤油、石脑油、凡士林、支链异链烷溶剂、支链烃、饱和的直链的和/或支链链烷烃及其组合。具体的非限制性实例包括天然油、改性性或合成油，如作为从德克萨斯州欧文市(Irving TX)的埃克森美孚公司(ExxonMobil Corporation)可获得的M和可获得的支链异链烷溶剂、从纽约州纽约的维特科化学公司(Witco Chemical Company,New York,NY)作为61可获得的窄馏分支链烃、从维特科公司作为可商购的矿物油、从伊利诺伊州伯纳姆(Burnham,IL)的凯罗特种产品公司(Calumet Specialty Products)可获得的CALUMETTM LVP-100、来自德克萨斯州休斯顿市Penreco合伙公司(PenrecoPartnership)的来自美国宾夕法尼亚州石油城(Oil City,PA)的MagieBros.的以及植物油，如油菜油、椰子油、菜子油等。
该惰性疏水性液体以足以形成稳定乳液的量存在于该油包水乳液中。在一些实施例中，该惰性疏水性液体可以以从按重量计约15％至约80％范围内的量存在于油包水乳液中。
在本披露的实施例中，该惰性疏水性液体以基于该油包水乳液的重量至少约15重量百分比、在一些情况下至少约17.5重量百分比、在其他情况下至少约20重量百分比、并且在一些例子中至少约22.5重量百分比的水平存在于该油包水乳液中并且可以以基于该油包水乳液的重量最高达约40重量百分比、在一些情况下最高达约35重量百分比、在其他情况下最高达约32.5重量百分比并且在一些例子中最高达约30重量百分比存在。在该油包水乳液中惰性疏水性液体的总量可以是在上述值的任何之间的任何值或可以范围在上述值的任何之间。
可以使用任何适合的油包水乳化剂作为一种或多种表面活性剂，这些表面活性剂用来制造在本披露方法中使用的含水溶性聚合物的油包水乳液。在本披露的实施例中，这些表面活性剂包括具有在2与10之间、在一些情况下在3与9之间并且在其他情况下在3与7之间的HLB(亲水亲油平衡)值的那些。
如在此使用的，HLB是使用本领域已知的基于分子的化学基团计算值的方法计算的。该方法了使用以下等式：
HLB＝7+m*Hh+n*Hl
其中m表示分子中亲水基团的数目，Hh表示这些亲水基团的值，n表示该分子中亲油基团的数目，并且Hl表示这些亲油基团的值。
合适的表面活性剂的非限制性实例包括：
单-、二-和聚甘油的脂肪酸酯，例如单油酸酯、二油酸酯、单硬脂酸酯、二硬脂酸脂以及棕榈酰硬脂酸酯。这些酯可以例如通过以下方式制备：酯化单-、二-和聚甘油，或多羟基化醇如乙二醇、二乙二醇、二丙二醇、1,4-丁二醇、1,2,4-丁三醇、甘油、三羟甲基丙烷、山梨醇、新戊二醇以及季戊四醇的混合物；
山梨聚糖的脂肪酸酯，例如山梨聚糖单油酸酯、山梨聚糖二油酸酯、山梨聚糖三油酸酯、山梨聚糖单硬脂酸酯以及山梨聚糖三硬酯酸酯；
甘露糖醇的脂肪酸酯，例如甘露糖醇单月桂酸酯或甘露糖醇单棕榈酸酯；
季戊四醇的脂肪酸酯，例如季戊四醇单豆蔻酸酯、季戊四醇单棕榈酸酯、以及季戊四醇二棕榈酸酯；
聚乙二醇山梨聚糖的脂肪酸酯，更具体地单油酸酯；
聚乙二醇甘露糖醇的脂肪酸酯，更具体地单油酸酯和三油酸酯；
葡萄糖的脂肪酸酯，例如葡萄糖单油酸酯和葡萄糖单硬脂酸酯；
三羟甲基丙烷二硬脂酸脂；
异丙酰胺与油酸的反应产物；
甘油山梨糖醇的脂肪酸酯；
乙氧基化的烷基胺(alkylaine)；
十六烷基邻苯二甲酸钠；
癸基邻苯二甲酸钠；以及
油溶性烷醇酰胺。
在本披露的具体实施例中，这些表面活性剂可以包括乙氧基化的非离子型表面活性剂、格尔伯特(guerbet)醇乙氧基化物、以及其混合物。具体实例包括但不限于妥尔油脂肪酸二乙醇胺，如从伊利诺伊州芝加哥市的阿克苏诺贝尔表面化学品公司(Akzo NobelSurface Chemistry,Chicago,IL.)作为511可获得的那些；从特拉华州纽卡斯尔市的利凯玛公司(Uniqema,New Castle,DE)作为81可获得的聚氧乙烯(5)山梨聚糖单油酸酯；从利凯玛公司(Uniquena)作为80、以及从法国巴黎的罗纳普朗克公司(Rhone Poulenc,Inc.)作为SMO可获得的山梨聚糖单油酸酯(sorbinate monoleate)。
这些表面活性剂可以以该油包水乳液的至少约0.1重量百分比、在一些例子中至少约0.25重量百分比、在其他例子中至少约0.5重量百分比、在一些情况下至少约0.75重量百分比并且在其他情况下至少约1重量百分比的水平存在。当表面活性剂的量太低时，水相可能不会充分地分散在油相中和/或该油包水乳液可能倾向于分离成油相和水相。另外，表面活性剂的量可以是该油包水乳液的最高达约7重量百分比、在一些情况下最高达约5重量百分比、并且在其他情况下最高达约2.5重量百分比。在该油包水乳液中的表面活性剂的量可以是在上述值的任何之间的任何值或可以范围在上述值的任何之间。
水相是该油相中不同颗粒的分散相并且包含水和水溶性聚合物。该水相总计可以以基于该油包水乳液的重量至少约60重量百分比、在一些例子中至少约65重量百分比、在一些情况下至少约67.5重量百分比、并且在其他情况下至少约70重量百分比的水平存在于本披露的油包水乳液聚合物组合物中并且可以以基于该油包水乳液的重量最高达约85重量百分比、在一些情况下最高达约82.5重量百分比、在其他情况下最高达约80重量百分比并且在一些例子中最高达约77.5重量百分比存在。在该油包水乳液中的水相的总量可以是在上述值的任何之间的任何值或可以范围在上述值的任何之间。
在本披露中，该水溶性聚合物以基于该油包水乳液的重量至少约5重量百分比、在一些例子中10重量百分比、在一些情况下至少约15重量百分比、并且在其他情况下至少约20重量百分比的水平存在并且可以以基于该油包水乳液的重量最高达约33重量百分比、在一些情况下最高达约35重量百分比、在其他情况下最高达约37重量百分比并且在一些例子中最高达约40重量百分比存在。当水溶性聚合物的量太低时，在本披露的处理一部分地下地层的方法中使用该油包水乳液可能是不经济的。当水溶性聚合物的量太高时，在本披露的处理一部分地下地层的方法中的水溶性聚合物的性能可能不太理想。在该油包水乳液的水相中的水溶性聚合物的量可以是在上述值的任何之间的任何值或可以范围在上述值的任何之间。
该油包水乳液中的水溶性聚合物是通过聚合单体溶液制备的，该单体溶液包括以提供希望量的水溶性聚合物的水平包括的非离子型单体、阳离子型单体以及含羧酸单体。
非离子型单体的量可以是基于单体混合物的重量至少约20重量百分比、在一些情况下至少约33重量百分比、并且在其他情况下至少约35重量百分比。当非离子型单体的量太低时，所产生的水溶性聚合物的分子量可能低于所希望的。另外，该单体混合物中的非离子型单体的量可以是基于该单体混合物的重量最高达约80重量百分比、在一些情况下最高达约57.5重量百分比、并且在其他情况下最高达约55重量百分比。当非离子型单体的量太高时，该水溶性聚合物可能不携带足以最佳地起减摩聚合物的作用的离子电荷。在该单体混合物中的非离子型单体的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。
该单体混合物典型地包括作为非离子型单体的(甲基)丙烯酰胺。
该水溶性聚合物可以包括其他非离子型单体以对该聚合物提供希望的特性。适合的可以包括在该单体混合物并且最终地所产生的水溶性聚合物中的其他非离子型单体的非限制性实例包括N,N-二甲基(甲基)丙烯酰胺(DMF)、N-乙烯基乙酰胺、N-乙烯基甲酰胺、丙烯腈(包括丙烯腈残基的水解产物)、丙烯腈-二甲基胺反应产物、和/或相应的盐，非限制性实例是钠、钾和/或铵以及其混合物。
该单体混合物包括含羧酸单体或其相应的盐，非限制性实例是钠、钾和铵。含羧酸单体的具体有用实例包括但不限于(甲基)丙烯酸、马来酸、衣康酸、N-(甲基)丙烯酰胺基丙基,N,N-二甲基,氨基乙酸、N-(甲基)丙烯酰氧基乙基,N,N-二甲基,氨基乙酸、N-(甲基)丙烯酰氧基乙基,N,N-二甲基,氨基乙酸、巴豆酸、(甲基)丙烯酰胺基乙醇酸、以及2-(甲基)丙烯酰胺基-2-甲基丁酸。含羧酸单体的量可以是基于该单体混合物的重量至少约0.5重量百分比、在一些情况下至少约1重量百分比、并且在其他情况下至少约2重量百分比。当含羧酸单体的量太低时，该水溶性聚合物可能不携带足以最佳地起在高盐水溶液中减摩聚合物的作用的阴离子电荷。另外，该单体混合物中的含羧酸单体的量可以是基于该单体混合物的重量最高达约35重量百分比、在一些情况下最高达约20重量百分比、并且在其他情况下最高达约15重量百分比。当含羧酸单体的量太高时，该水溶性聚合物可以在本披露方法中使用时具有不希望的絮凝特性。该单体混合物中的含羧酸单体的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。这些含羧酸单体还可以被称作阴离子型单体。
在本披露的一些实施例中，该单体混合物和/或水溶性聚合物不包括(甲基)丙烯酸。
该单体混合物典型地包括阳离子型单体或其对应的盐，非限制性实例是氯化物和甲基硫酸盐。此类阳离子型单体的具体有用的实例包括但不限于(甲基)丙烯酰胺丙基三甲基卤化铵、(甲基)丙烯酰氧基乙基三甲基卤化铵、N,N-二甲基氨乙基(甲基)丙烯酸脂、(甲基)丙烯酰氧基乙基三甲基甲基硫酸铵、以及二烯丙基二甲基卤化铵。
在本披露的一些实施例中，该阳离子型单体可以是含有胺基的单体(“含胺单体”)，该单体在小于7、在一些情况下小于6并且在其他情况下小于5的pH水平下具有正电荷。可在本披露中用作阳离子型单体的含胺单体的非限制性实例包括二烯丙胺(DAA)、甲基二烯丙胺(MDAA)、二甲基氨基乙基甲基丙烯酸酯(DMAEM)、以及二甲基氨基丙基甲基丙烯酰胺(DMAPMA)。
阳离子型单体的量可以是基于该单体混合物的重量至少约5重量百分比、在一些情况下至少约15重量百分比、并且在其他情况下至少约20重量百分比。当阳离子型单体的量太低时，该水溶性聚合物可能不携带足以最佳地起在高盐水溶液中减摩聚合物的作用的阳离子电荷。另外，该单体混合物中的阳离子型单体的量可以是基于该单体混合物的重量最高达约70重量百分比、在一些情况下最高达约50重量百分比、在其他情况下最高达约40重量百分比、在一些例子中最高达约30重量百分比、并且在其他例子中最高达约25重量百分比。当阳离子型单体的量太高时，该水溶性聚合物可能在本披露方法中使用时具有不希望的絮凝特性。在该单体混合物中的阳离子型单体的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。
典型地，该水溶性聚合物的组成将与该单体混合物的组成相同或大约相同。
不受任何单一理论的限制，据信由于处理溶液中离子的存在本披露的水溶性聚合物不降低其流体动力学体积，如在现有技术的水溶性聚合物的情况。因为本披露的水溶性聚合物含有来自阴离子型单体的阴离子基团和来自阳离子型单体的阳离子基团，当该处理流体中不存在盐离子时，它们倾向于具有稍微较小的流体动力学体积。当存在盐离子时，它们倾向于与在本披露的水溶性聚合物中的阴离子和阳离子基团联合，引起本披露的水溶性聚合物的流体动力学体积变得更大，这导致更大的粘度积累和更大的减摩效果。
在本披露的一个实施例中，当阳离子型单体与阴离子型单体的摩尔比是至少1.5:1、在一些情况下至少1.75:1并且在其他情况下至少2:1时，该粘度积累和减摩效果增加。
在本披露的其他实施例中，当阳离子型单体与阴离子型单体的摩尔比是不大于1:1.5、在一些情况下不大于1:1.75并且在其他情况下不大于1:2时，该粘度积累和减摩效果增加。
本披露的油包水乳液可以分解(make down)成经反转的油包水乳液的2wt％水溶液。可以使用配备有合适锭子的Brookfield RV仪在10rpm下在25℃下测量该溶液在25℃下的本体粘度(马萨诸塞州米德尔伯勒的布氏工程实验室公司(Brookfield EngineeringLaboratories,Inc.,Middleboro,Massachusetts))。
因此，由于本披露的含盐水的水性处理流体的摩擦，本披露的油包水乳液的呈分散的水相颗粒的水溶性聚合物能够通过减少能量损失提供更大的减摩效果。作为非限制性实例，由于在呈湍流的水性处理流体与地层和/或布置在井筒中的管状物品(例如，管子、盘绕的管道等)之间的摩擦，本披露的水溶性聚合物可以在将该水性处理流体引入该井筒的过程中减少能量损失。
本披露方法的含水溶性聚合物的油包水乳液是使用油包水乳液聚合技术制备的。进行此类聚合的适合方法是本领域已知的，其非限制性实例披露在美国专利号3,284,393、4,024,097、4,059,552、4,419,344、4,713,431、4,772,659、4,672,090、5,292,800、以及6,825,301中，将这些专利的相关披露内容通过援引的方式并入本申请中。
典型地，通过将表面活性剂与含有惰性疏水性液体的油相混合进行油包水聚合。然后以所希望的浓度将单体混合物与水结合来制备水相。另外，取决于该单体混合物中的一种或多种具体单体，可任选地将螯合剂如EDTA的钠盐添加到水相中，并且可以将该水相的pH调节到3.0至10.0。然后将该水相添加到该油相与表面活性剂的混合物。这些表面活性剂能够使该含有单体混合物的水相乳化成并且形成在该油相中离散颗粒。然后在自由基生成引发剂的存在下进行聚合。
可以使用任何适合的引发剂。适合的引发剂的非限制性实例包括二乙基2,2'-偶氮二异丁酸酯、二甲基2,2'-偶氮二异丁酸酯、2-甲基2'-乙基偶氮二异丁酸酯、过氧化苯甲酰、过氧化月桂酰、过硫酸钠、过硫酸钾、叔丁基氢过氧化物、二甲烷过氧化磺酰(dimethanesulfonyl peroxide)、过硫酸铵、偶氮二异丁腈(azobisisobutylronitrile)、二甲基2,2'-偶氮二(异丁酸酯)以及其组合。
引发剂的量可以是该单体混合物的按重量计从约0.01％至1％、在一些情况下该单体混合物的按重量计从0.02％至0.5％。
在所披露的主题的一些实施例中，该聚合技术可以具有约25℃的引发温度并且近似绝热地进行。在本披露的其他实施例中，该聚合可以在从约37℃至约50℃的温度下等温地进行。
在一些实施例中，水包油乳液可以包含盐。除其他事项之外，该盐可以存在以增加该乳液的稳定性和/或降低该乳液的粘度。适合的盐的实例包括但不限于氯化铵、氯化钾、氯化钠、硫酸铵以及其混合物。在一些实施例中，该盐可以以乳液的按重量计从约0.5％至约2.5％范围内的量存在于该乳液中。
在一些实施例中，这些水包油乳液可以包括引发剂。除其他事项之外，可以包括该引发剂以防止在乳液聚合反应的引发之前单体的过早聚合。如本领域普通技术人员将领会的，受益于本披露，可以已经使用乳液聚合技术合成该水溶性聚合物，其中该引发剂起作用以防止过早聚合。适合的引发剂的实例包括但不限于醌。适合的引发剂的实例包括4-甲氧基苯酚(MEHQ)。该引发剂应以足以提供所希望的防止过早聚合的的量存在。在一些实施例中，该引发剂可以以该乳液的按重量计从约0.001％至约0.1％范围内的量存在。
所披露的主题的水溶性聚合物典型地具有足以提供所希望的摩擦减小水平的分子量。总体上，减摩聚合物具有较高的分子量以便提供希望的摩擦减小水平。作为非限制性实例，减摩共聚物的重均分子量可以如使用特性粘度确定的在从约2,000,000至约20,000,000的范围内、在一些情况下最高达约30,000,000。本领域普通技术人员将认识到具有所列范围之外的分子量的减摩共聚物可能仍然提供在水性处理流体中某种程度的摩擦减小。
如在此使用的，使用Ubbelhhde毛细管粘度计和在30℃以及pH 7下处于0.05wt.％、0.025wt.％以及0.01wt.％的在1M NaCl溶液中该水溶性聚合物的溶液来确定特性粘度，并且是将测量的值外推到零浓度来确定该特性粘度。然后使用如本领域已知的Mark-Houwink等式来确定该水溶性聚合物的分子量。
可替代地，在0.05wt.％浓度下的水溶性聚合物的比浓粘度用来测量分子大小。如此，如以在30℃、pH 7下的1M NaCl溶液中该聚合物的按重量计0.05％浓度在Ubbelhhde毛细管粘度计中确定的，该水溶性聚合物具有从约10dl/g至约40dl/g、在一些情况下从15dl/g至约35dl/g、并且在其他情况下15dl/g至约30dl/g的比浓粘度。
本披露的适合的水溶性聚合物可以是呈酸形式或盐形式。可以通过用碱如氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵等中和该含羧酸单体来制造多种盐。如在此使用的，术语“水溶性聚合物”旨在包括减摩共聚物的酸形式和它的各种盐二者。
通过使该乳液反转将该油包水乳液添加到水中以形成减摩处理溶液。如在此使用的，术语“反转(invert)”和/或“反转(inverting)”是指将该油包水乳液暴露于引起水相变成连续相的条件下。这种反转将该水溶性聚合物释放到补足水中。
将含水溶性聚合物的油包水乳液反转的方法是本领域中已知的并且作为非限制性实例披露于美国专利号3,624,019中，该专利通过援引的方式并入本申请中。
在所披露的主题的实施例中，为了帮助该水溶性聚合物的反转、分解和溶解，反转表面活性剂可以包括于该油包水乳液中。除其他事项之外，在添加到补足水和/或所披露的主题的水性处理流体中时，该反转表面活性剂可以促进该乳液的反转。如本领域普通技术人员将领会的，受益于本披露，在添加到该水性处理流体时，该油包水乳液应该反转，将该共聚物释放到该水性处理流体中。
适合的反转表面活性剂的非限制性实例包括聚氧乙烯烷基酚；聚氧乙烯(10摩尔)十六烷基醚；聚氧乙烯烷基-芳基醚；季铵衍生物；油酸钾；N-十六烷基-N-乙基吗啉鎓乙基硫酸盐；月桂基硫酸钠；高级脂肪醇与氧化乙烯的缩合产物，如油醇与10个氧化乙烯单元的反应产物；烷基酚与氧化乙烯的缩合产物，如异辛基酚与12个氧化乙烯单元的反应产物；高级脂肪酸胺与五个或更多个氧化乙烯单元的缩合产物；多元醇局部高级脂肪酸酯的氧化乙烯缩合产物，以及它们的内酐(例如甘露糖醇酐和山梨糖醇-酸酐)。
在所披露的主题的具体实施例中，这些反转表面活性剂可以包括乙氧基化的壬基苯酚、乙氧基化的壬基苯酚甲醛树脂、乙氧基化的醇、具有从12至14的HLB的非离子型表面活性剂、以及其混合物。
适合的反转表面活性剂的具体非限制性实例包括乙氧基化的C12-C16醇。在所披露的主题的一些方面中，该反转表面活性剂可以是具有5至10个乙氧基化单元的C12-C14醇。该反转表面活性剂可以以足以在与该水性处理流体中的水接触时提供该乳液所希望的反转的量存在。在一些实施例中，该反转表面活性剂可以以该油包水乳液的按重量计从约1％、在一些情况下约1.1％、在其他情况下约1.25％范围内并且可以是最高达约5％、在一些情况下约4％、在其他情况下约3％、在一些例子中约2％并且在其他例子中约1.75％的量存在。
在所披露的主题的很多实施例中，在聚合完成后，将这些反转表面活性剂添加到该油包水乳液中。
在所披露的主题的一些实施例中，可以使用分批法分解该油包水乳液。在此实施例中，将该含水溶性聚合物的油包水乳液和水输送的普通混合罐。一旦在该罐内，将该溶液拍打或混合指定持续时间以便赋予该溶液能量。在混合后，必须使所产生的溶液老化以允许足够时间使分子展开。在本披露中这段时间是显著减少的。
在一些实施例中，可以使用连续在线混合器以及在线静态混合器来使该含水溶性聚合物的油包水乳液与水结合。用于混合和进料的适合的混合器的非限制性实例披露于美国专利号4,522,502、4,642,222、4,747,691、以及5,470,150中，这些专利通过援引的方式并入本申请中。可以在美国专利号4,051,065和3,067,987中找到适合的静态混合器的非限制性实例，这些专利通过援引的方式并入本申请中。
一旦该含水溶性聚合物的油包水乳液分解到水中，将任何其他添加剂添加到该溶液中以形成处理溶液，然后将该处理溶液引入该部分地下地层。
通常，可以将该水溶性聚合物包括在地下处理中使用的任何水性处理流体中以降低摩擦。此类地下处理包括但不限于钻井操作、增产处理(例如，压裂处理、酸化处理、压裂酸化处理)、以及完井操作。受益于本披露，本领域的普通技术人员将能够认识到其中摩擦减小可能是希望的适合的地下处理。
在所披露的主题的水性处理流体中使用的水可以是新鲜水、半咸水、咸水(例如含有一种或多种溶解在其中的盐的水)、盐水(例如由地下地层产生的)、海水、坑水、池塘水或类似物、或其组合。常见的是，新鲜水包括处于小于1000ppm水平的总溶解的固体；半咸水包括处于1,000ppm至小于10,000ppm水平的总溶解的固体；咸水包括处于10,000ppm至30,000ppm水平的总溶解的固体；并且盐水包括处于大于30,000ppm水平的总溶解的固体。通常，所使用的水可以来自任何来源，其条件是它不含过量的化合物，这些化合物可不利地影响该水性处理流体中的其他组分或该地层本身。所披露的主题在所有水性处理流体水中都是有效的。
本披露的水溶性聚合物应该以足以提供所希望的摩擦减小的量包括在本披露的水性处理流体中。在一些实施例中，本披露的水溶性聚合物可以按以下的量存在，该量是该水性处理流体的按重量计至少约0.0025％、在一些情况下至少约0.003％、在其他情况下至少约0.0035％并且在一些例子中至少约0.05％，并且可以是该水性处理流体的按重量计最高达约4％、在一些情况下最高达约3％、在其他情况下最高达约2％、在一些例子中最高达约1％、在其他例子中最高达约0.02％、在一些情形下最高达小于约0.1％、在其他情形下最高达约0.09％、并且在具体情形下最高达约0.08％。在这些水性处理流体中包括的水溶性聚合物的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。
在一些实施例中，该水溶性聚合物可以以该水性处理流体的按重量计从约0.0025％至约0.025％范围内、在一些情况下在从约0.0025％至小于约0.01％范围内、在其他情况下在从约0.0025％至约0.009％范围内、并且在一些情形下在从约0.0025％至约0.008％范围内的量存在于这些水性处理流体中。
在一些实施例中，当使用本披露的油包水乳液时，在该水性处理流体中的水溶性聚合物的量可以是比当在该水性处理流体中使用以30或更大重量百分比浓度含有相同组成的聚合物的油包水乳液时低至少约5％、在一些情况下至少约7.5％、在其他情况下至少约10％、在一些例子中至少约12.5％、在其他例子中至少约15％、在一些情形下至少约20％、并且在其他情形下至少约25％。
在本披露的实施例中，根据本披露的油包水乳液以至少约0.1加仑油包水乳液每千加仑水性处理流体水(gpt)、在一些情况下至少约0.15gpt、并且在其他情况下至少约0.2gpt并且可以是最高达约3gpt、在一些情况下最高达约2.5gpt、在其他情况下最高达约2.0gpt、在一些例子中最高达约1.5gpt、并且在其他例子中最高达约1.5gpt的量在该减摩处理溶液中使用。在该减摩处理溶液中使用的油包水乳液的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。
在所披露的主题的实施例中，水性处理流体含有10,000ppm至300,000ppm的总溶解的固体。在一些实施例中，这些总溶解的固体包括至少10重量百分比的多价阳离子。在很多实施例中，任何多价阳离子可以被包括，并且可以包括选自铁(呈其亚铁和三价铁形式)、钙、镁、锰、锶、钡、和锌中的一个或多个。
在本披露的实施例中，该水性处理流体可以包括处于至少约100ppm、在一些例子中至少约500ppm、在其他例子中至少约1,000ppm、在一些情况中至少约5,000ppm并且在其他情况中至少约10,000ppm并且可以是最高达约500,000ppm、在某些情况下最高达约400,000ppm、在很多情况下最高达约300,000ppm、在一些情况下最高达约250,000ppm、在其他情况下最高达约200,000ppm、在一些例子中最高达约100,000ppm、在其他例子中最高达约50,000ppm并且在其他情形中最高达约25,000ppm水平的总溶解的固体。在该水性处理溶液中的总溶解的固体的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。
在本披露的实施例中，在该水性处理流体中的总溶解的固体可以含有处于这些总溶解的固体的按重量计至少约10％、在一些情况下至少约15％并且在其他情况下至少约20％，并且可以是最高达约50％、在一些情况下最高达约40％并且在其他情况下最高达约35％的水平的多价阳离子。在该水性处理溶液中总溶解的固体中的多价阳离子的量可以是在上述值的任何之间的任何值或范围。
受益于本披露，在本领域普通技术人员认为适当时可以在本披露的水性处理流体中包括额外的添加剂。此类添加剂的实例包括但不限于腐蚀抑制剂、支撑剂微粒、酸、流体损失控制添加剂、以及表面活性剂。例如，除其他事项之外，酸可以包括在这些水性处理流体中用于基质或压裂酸化处理。在压裂实施例中，支撑剂微粒可以包括在这些水性处理流体中以防止在释放液压时裂缝闭合。
本披露的水性处理流体可以用于其中希望减低摩擦的任何地下处理中。此类地下处理包括但不限于钻井操作、增产处理(例如，压裂处理、酸化处理、压裂酸化处理)、以及完井操作。受益于本披露，本领域的普通技术人员将能够认识到其中摩擦减小可能是希望的适合的地下处理。
在一些实施例中，所披露的主题包括一种处理一部分地下地层的方法，该方法包括：提供上述水性处理流体，并且将该水性处理流体引入该部分地下地层。在一些实施例中，可以以足以在该部分地下地层中产生或增强一个或多个裂缝的速率和压力将该水性处理流体引入该部分地下地层。引入该水性处理流体的该部分地下地层将取决于该具体地下处理而变化。例如，该部分地下地层可以是例如在井筒清理操作中井筒的一段。在增产实施例中，该部分可以是待增产的地下地层部分。
本披露的方法还可以包括制备水性处理流体。制备该水性处理流体可以包括：提供含水溶性聚合物的油包水乳液，并且将该水溶性聚合物与水结合以形成该水性处理流体。
将通过参考以下实例来进一步说明本披露。以下实例仅是说明性的并且不旨在是限制性的。除非另外指明，否则所有百分数均以重量计。
实例1
油包水乳液聚合物的制备，百分数以该油包水乳液组合物的重量百分比来表示。
通过结合软化水、丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酰氧基乙基三甲基氯化铵(AETAC)、EDTA和25％氢氧化钠(至6.5的pH)并且搅拌到均匀以形成水相(约77.5％)制备该油包水乳液组合物。通过将脂肪族烃液体(约20％)与表面活性剂(乙氧基化胺(约1.1％)、山梨聚糖单油酸酯(约0.15％)、以及聚氧化烯山梨聚糖单油酸酯(约0.25％)混合结合制成油相(约21.5％)。用混合将该水相添加到油相中以形成分散在该连续油相中的该水相的分散体。用氮气和焦亚硫酸钠鼓泡的同时将该分散体加热到引发温度，并且将油溶性过氧化物引发剂添加到该分散体中以引发聚合。典型地，将该油相添加到玻璃树脂釜中，并且一旦开始搅动就将该水相添加到该树脂釜中。用氮气对所产生的分散体进行鼓泡30分钟，同时使温度平衡至25℃，在这段时间将37微升的过氧化物添加到该搅拌分散体中并且以0.1毫升每分钟的速率将0.075％焦亚硫酸钠(SMBS)溶液进料到该分散体中。将聚合温度控制在38℃与42℃之间大约90分钟。通过以1.0毫升每分钟的速率进料25％焦亚硫酸钠(SMBS)溶液来清除残余单体。将反转表面活性剂(C12-C14 9摩尔乙氧基化物，1.4％)共混到该油包水聚合物乳液中以帮助在使用时的分解并且随后将该分散体冷却到室温。所产生的油包水乳液含有约30％的水溶性聚合物。
表1.
摩擦流动回路测试
由5/16”内径的不锈钢管道(总长约30英尺)构建摩擦流动回路。从5加仑的锥形容器的底部泵送出测试溶液。该溶液流经该管道并且返回该容器中。该流动是使用配备有变速传动装置的柱塞泵实现的。由两个在线计量器测量压力，其中后一个计量器位于离返回容器的排放大约2英尺。
在样品容器中制备四加仑的盐水溶液(以下指示的盐的重量百分比)，并且将泵启动并且设置为以5-10gal/min的流速进行输送。再循环该盐溶液直到温度平衡在25℃并且实现稳定化的压差。将此压力记录为该盐水溶液的“初始压力”。用注射器将测试量的纯净的油包水乳液聚合物快速注入含有该盐水溶液的样品容器中并且开启计时器。剂量被记录为油包水乳液的加仑数每千加仑盐水溶液(gpt)。分别在30秒、1分钟、2分钟和3分钟时记录压力。在每个时间间隔计算压降，将其与该盐水溶液的初始压差读数进行比较。如在美国专利号7,004,254的第9栏，第36行至第10栏，43行中所描述的来确定百分数摩擦减小。所使用的盐水是含有165,000ppm总溶解的固体的水溶液，这些总溶解的固体包括约43,430ppm的钠、3,670ppm的镁、14,400ppm的钙以及103,290ppm的氯化物。这些结果示于以下表2中。该剂量是以每千加仑盐水溶液的加仑数使用的油包水乳液的量。
表2.
这些数据显示出与传统Am/AA共聚物相比由本发明的水溶性聚合物(Am/AA/AETAC)提供的摩擦减小的改善。
实例2
如实例1的样品A那样制备油包水乳液聚合物(48/2/50w/w Am/AA/AETAC)，除了反转表面活性剂(C12-C14乙氧基化物)从7至9摩尔的乙氧基化变化，如在下表3中。
表3.
在如实例1中所描述的摩擦回路中评价这些样品。
表4.
因此，根据本披露的油包水聚合物乳液聚合物能够提供在高盐水溶液中的优异的更好的摩擦减小性能。
实例3
如实例1的样品A那样制备油包水乳液聚合物(48/2/50w/w Am/AA/AETAC)，除了反转表面活性剂(C12-C14 9摩尔乙氧基化物)的量如下表5中所示的变化。
表5.
在如实例1中所描述的摩擦回路中评价以下样品，除了所使用的盐水是含有约206,000ppm总溶解的固体的水溶液，这些总溶解的固体包括约53,500ppm的钠、约4,600ppm的镁、约18,000ppm的钙以及约139,300ppm的氯化物。这些结果示于以下表6中。
表6.
在如实例1中所描述的摩擦回路中评价以下样品，除了所使用的盐水是含有约247,000ppm总溶解的固体的水溶液，这些总溶解的固体包括约65,010ppm的钠、约5,500ppm的镁、约21.610ppm的钙以及约154,930ppm的氯化物。这些结果示于以下表7中。
表7.
因此，根据本披露的油包水聚合物乳液聚合物能够提供在高盐水溶液中的优异的更好的摩擦减小性能。
所披露的主题已经参考其具体实施例的具体细节进行描述。此类细节不旨在被认为是对所披露的主题的范围的限制，除非它们被包括在所附权利要求书的范围内。
因此，在此描述的示例性实施例很好地进行适配以便实现提及的目的和优点以及其中固有的那些。以上披露的具体实施例仅仅是说明性的，因为在此描述的示例性实施例可以以对于受益于在此的教导的本领域技术人员明显的、不同但等效的方式修改和实践。此外，除了如在下面的权利要求中描述的，并不旨在对在此示出的结构或设计的细节有所限制。因此明显的是可以改变、结合或修改以上披露的具体的说明性实施例并且全部的此类变化被认为在在此描述的示例性实施例的范围和精神内。可以在不存在没有在此具体披露的任何元素和/或在此披露的任何任选元素的情况下适当地实践在此说明性地披露的在此描述的示例性实施例。虽然组合物和方法是以“包含(comprising)”、“含有(containing)”或“包括(including)”各种组分或步骤的术语描述的，这些组合物和方法还可以“主要由以下各项组成”或“由以下各项组成”：这些各种组分、物质和步骤。如在此使用的，术语“主要由以下各项组成”应该被解释为意在包括所列出的组分、物质或步骤以及不实质性地影响该组合物或方法的基本和新颖特性的这样的额外的组分、物质或步骤。在一些实施例中，根据本披露的实施例的“主要由以下各项组成”的组合物：所列举的组分或物质，不包括改变该组合物的基本和新颖特性(例如该组合物的摩擦减小性能或粘度)的任何额外的组分或物质。以上披露的所有数字和范围可以按某种量变化。每当披露了具有下限和上限的数值范围时，落入该范围内的任何数字和任何包括的范围被具体地披露。具体地，在此披露的每个值范围(以“从约a至约b”或等同地“从大约a至b”或等同地“从大约a-b”的形式)应理解为阐明涵盖在较宽值范围内的每个数字和范围。另外，除非另外由专利权人具体且清楚地定义，否则权利要求书中的术语具有其平常的普通的含义。此外，如在权利要求书中使用的，不定冠词“一个/一种(a/an)”在此定义为意指它引入的元素中的一个或多于一个。如果在本说明书以及可通过援引的方式并入本申请中的一个或多个专利或其他文献中存在词或术语的使用上的任何冲突，应采用与本说明书一致的定义。

Claims (19)

1.一种减摩处理溶液，包含：
水；
从100ppm至500,000ppm的总溶解的固体；
每千加仑从0.5至3加仑的油包水乳液，该油包水乳液包含处于从约1:8至约10:1的O/A比的油相(O)和水相(A)，其中该油相是包含惰性疏水性液体的连续相；
其中该水相作为分散的不同颗粒存在于该油相中并且包含水、水溶性聚合物、以及表面活性剂；
其中该水溶性聚合物包含20至80重量百分比的非离子型单体、0.5至30重量百分比的含羧酸单体、以及5至70重量百分比的阳离子型单体；并且
其中该水溶性聚合物占该油包水乳液的从5至40重量百分比；以及
反转表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该阳离子型单体是选自下组的一种或多种，该组由以下各项组成：(甲基)丙烯酰胺丙基三甲基卤化铵、(甲基)丙烯酰氧基乙基三甲基卤化铵、(甲基)丙烯酰氧基乙基三甲基甲基硫酸铵、二烯丙基二甲基卤化铵、二烯丙基胺、甲基二烯丙基胺、二甲基氨基乙基甲基丙烯酸酯、以及二甲基氨基丙基甲基丙烯酰胺。
3.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该非离子型单体是选自下组的一种或多种，该组由以下各项组成：C1-C3烷基(甲基)丙烯酸酯、C1-C3N-烷基(甲基)丙烯酰胺、(甲基)丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、二甲基(甲基)丙烯酰胺、N-乙烯基乙酰胺、以及N-乙烯基甲酰胺。
4.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该含羧酸单体是选自下组的一种或多种含羧酸单体，该组由以下各项组成：(甲基)丙烯酸、马来酸、衣康酸、N-(甲基)丙烯酰胺基丙基,N,N-二甲基,氨基乙酸、N-(甲基)丙烯酰氧基乙基,N,N-二甲基,氨基乙酸、N-(甲基)丙烯酰氧基乙基,N,N-二甲基,氨基乙酸、巴豆酸、(甲基)丙烯酰胺基乙醇酸、以及2-(甲基)丙烯酰胺基-2-甲基丁酸。
5.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该多价阳离子是选自下组的一种或多种，该组由以下各项组成：铁、钙、镁、锰、锶、钡、以及锌。
6.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该水溶性聚合物具有在从约2,000,000至约30,000,000的范围内的分子量。
7.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中如在Ubbelhhde毛细管粘度计中以在30℃下pH为7的1M NaCl溶液中该聚合物的按重量计0.05％浓度测定的，该水溶性聚合物具有从约10dl/g至约40dl/g的比浓粘度。
8.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该油包水乳液包含抑制剂或盐的至少一种。
9.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该油包水乳液包含铵盐、4-甲氧基苯酚、以及乙氧基化的C12-C16醇。
10.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该惰性疏水性液体包含链烷烃和环烷烃的混合物。
11.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中这些表面活性剂包含妥尔油脂肪酸二乙醇胺、聚氧乙烯(5)山梨聚糖单油酸酯、以及山梨聚糖单油酸酯。
12.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中阳离子型单体与阴离子型单体的摩尔比是至少1.5:1。
13.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中该阳离子型单体与阴离子型单体的摩尔比是最高达1:1.5。
14.根据权利要求1所述的减摩处理溶液，其中这些总溶解的固体包含至少10重量百分比的多价阳离子。
15.一种处理一部分地下地层的方法，该方法包括：
通过将该油包水乳液添加到水中使该油包水乳液反转以形成如权利要求1所述的减摩处理溶液；并且
将该处理溶液引入该部分地下地层。
16.根据权利要求15所述的方法，其中该减摩处理溶液以基于该溶液的重量从约0.0025％至约4％的量含有该聚合物。
17.根据权利要求15所述的方法，其中以足以在该部分地下地层中产生或增强一个或多个裂缝的速率和压力将该减摩处理溶液引入该部分地下地层。
18.根据权利要求15所述的方法，其中该油包水乳液以在从约0.1至约3加仑的油包水乳液每千加仑处理溶液(gpt)范围内的量存在于该减摩处理溶液中。
19.一种减摩处理溶液，包含：
水；
从100ppm至50,000ppm的总溶解的固体；
每千加仑从0.5至3加仑的油包水乳液，该油包水乳液包含处于从约1:8至约10:1的O/A比的油相(O)和水相(A)，其中该油相是包含惰性疏水性液体的连续相；
其中该水相作为分散的不同颗粒存在于该油相中并且包含水、水溶性聚合物、以及表面活性剂；
其中该水溶性聚合物包含20至80重量百分比的非离子型单体、0.5至30重量百分比的含羧酸单体、以及5至70重量百分比的阳离子型单体；并且
其中该水溶性聚合物占该油包水乳液的从10至35重量百分比；以及
反转表面活性剂。
CN201580038492.6A 2014-07-15 2015-07-15 耐盐减摩剂 Active CN106661441B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462024652P 2014-07-15 2014-07-15
US62/024652 2014-07-15
PCT/US2015/040494 WO2016011106A1 (en) 2014-07-15 2015-07-15 Salt tolerant friction reducer

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106661441A true CN106661441A (zh) 2017-05-10
CN106661441B CN106661441B (zh) 2020-02-28

Family

ID=55074033

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201580038492.6A Active CN106661441B (zh) 2014-07-15 2015-07-15 耐盐减摩剂

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10385253B2 (zh)
EP (1) EP3169748B1 (zh)
CN (1) CN106661441B (zh)
AR (1) AR101212A1 (zh)
CA (1) CA2955002C (zh)
MX (1) MX2017000553A (zh)
RU (1) RU2717560C2 (zh)
WO (1) WO2016011106A1 (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108350346A (zh) * 2015-08-26 2018-07-31 索尔维美国有限公司 稀释的阳离子减摩剂
CN110791259A (zh) * 2018-08-03 2020-02-14 S.P.C.M.股份公司 用改进的油包水乳液处理地层的一部分的方法
WO2021248305A1 (en) * 2020-06-09 2021-12-16 Solvay (China) Co., Ltd Inverting surfactants for inverse emulsions

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3507339A4 (en) 2016-09-01 2020-04-08 Kemira Oyj EMULSIONS, TREATMENT FLUIDS, AND METHODS OF TREATING SUBTERRANEAN FORMATIONS
US10988675B2 (en) * 2017-11-20 2021-04-27 Multi-Chem Group, Llc Method to hydraulically fracture a well
US11167257B2 (en) * 2017-12-28 2021-11-09 Ecolab Usa Inc. Surfactant compositions and use thereof as inverter of water-in-oil emulsion polymers
EP3556823A1 (en) 2018-04-19 2019-10-23 Basf Se Method of slickwater fracturing
US11142713B2 (en) 2018-09-27 2021-10-12 Ecolab Usa Inc. Asphaltene-inhibiting method using aromatic polymer compositions
WO2020191279A1 (en) * 2019-03-21 2020-09-24 Rhodia Operations Friction reducers
US11441067B2 (en) * 2019-09-18 2022-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Screening method for friction reducer precipitation
BR112022005719A2 (pt) * 2019-09-30 2022-06-21 Championx Usa Inc Composição de polímero, e, método para reduzir a resistência ao arrasto em um fluido de hidrocarboneto que flui em um conduto de fluido
US11905462B2 (en) * 2020-04-16 2024-02-20 PfP INDUSTRIES, LLC Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same
WO2021236096A1 (en) * 2020-05-22 2021-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Enhanced friction reducers for water-based fracturing fluids
US11479710B2 (en) * 2020-12-16 2022-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Substituted alkanolamine scale inhibitor

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1981001007A1 (en) * 1979-10-15 1981-04-16 Diamond Shamrock Corp Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4363886A (en) * 1979-10-15 1982-12-14 Diamond Shamrock Corporation Preparation of amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4505828A (en) * 1979-10-15 1985-03-19 Diamond Shamrock Chemicals Company Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4552670A (en) * 1979-10-15 1985-11-12 Diamond Shamrock Chemicals Company Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
CN102206301A (zh) * 2010-03-29 2011-10-05 苏州瑞普工业助剂有限公司 一种快速溶解的油包水型阳离子聚丙烯酰胺乳液制备方法
CN103881693A (zh) * 2014-03-19 2014-06-25 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种页岩气滑溜水压裂用反相乳液降阻剂及其制备方法

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3067987A (en) 1959-06-19 1962-12-11 Grace W R & Co Two-component mixer
US3284393A (en) 1959-11-04 1966-11-08 Dow Chemical Co Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers
US4059552A (en) 1974-06-21 1977-11-22 The Dow Chemical Company Cross-linked water-swellable polymer particles
US4051065A (en) 1974-09-03 1977-09-27 Nalco Chemical Company Apparatus for dissolving water soluble polymers and gums in water
US4024097A (en) 1975-11-19 1977-05-17 Nalco Chemical Company Stable water-in-oil emulsion polymers with small particle size
CH645653A5 (de) 1980-08-01 1984-10-15 Ciba Geigy Ag Quaternaere, copolymere, hochmolekulare ammoniumsalze auf acrylbasis, deren herstellung und verwendung als aktive komponente in kosmetischen mitteln.
US4522502A (en) 1982-10-22 1985-06-11 Stran Corporation Mixing and feeding apparatus
US4772659A (en) 1984-04-04 1988-09-20 Calgon Corporation Surfactant system for emulsion polymers
US4672090A (en) 1984-04-04 1987-06-09 Calgon Corporation Surfactant system for emulsion polymers
US4642222A (en) 1984-07-02 1987-02-10 Stranco, Inc. Polymer feed system
US4713431A (en) 1985-10-21 1987-12-15 Nalco Chemical Company High molecular weight DADMAC polymers by inverse emulsion technology
US4747691A (en) 1986-09-29 1988-05-31 Hoffland Robert O Method and apparatus for diluting and activating polymer
US5470150A (en) 1990-06-20 1995-11-28 Pardikes; Dennis G. System for mixing and activating polymers
DE4138791A1 (de) * 1991-08-21 1993-05-27 Basf Ag Wasser-in-oel-polymeremulsionen
RU2097547C1 (ru) * 1996-09-19 1997-11-27 Любовь Абдулаевна Магадова Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта
EP1196130A1 (en) * 1999-07-26 2002-04-17 Calgon Corporation Low molecular weight water soluble polymer composition and method of use
FR2799760B1 (fr) 1999-10-15 2005-02-25 Atofina Emulsion de polymeres eau-dans-huile et son procede de fabrication
US6585039B2 (en) * 2000-02-01 2003-07-01 Cool Options, Inc. Composite overmolded heat pipe construction
US7205262B2 (en) * 2001-12-12 2007-04-17 Weatherford/Lamb, Inc. Friction reducing composition and method
US6709551B2 (en) * 2001-12-17 2004-03-23 Ondeo Nalco Company High molecular weight cationic and anionic polymers comprising zwitterionic monomers
US6787506B2 (en) * 2002-04-03 2004-09-07 Nalco Energy Services, L.P. Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids
US7004254B1 (en) 2005-06-17 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
US8640774B1 (en) * 2007-02-16 2014-02-04 Wsp Chemicals & Technology, Llc Method of treating a formation
US8865632B1 (en) * 2008-11-10 2014-10-21 Cesi Chemical, Inc. Drag-reducing copolymer compositions
US8413719B2 (en) * 2009-03-11 2013-04-09 Schlumberger Technology Corporation Relative permeability modification
RU2564298C2 (ru) * 2010-04-27 2015-09-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ обработки подземных пластов
US9695350B2 (en) * 2013-05-31 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1981001007A1 (en) * 1979-10-15 1981-04-16 Diamond Shamrock Corp Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4330450A (en) * 1979-10-15 1982-05-18 Diamond Shamrock Corporation Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4363886A (en) * 1979-10-15 1982-12-14 Diamond Shamrock Corporation Preparation of amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4505828A (en) * 1979-10-15 1985-03-19 Diamond Shamrock Chemicals Company Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
US4552670A (en) * 1979-10-15 1985-11-12 Diamond Shamrock Chemicals Company Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion
CN102206301A (zh) * 2010-03-29 2011-10-05 苏州瑞普工业助剂有限公司 一种快速溶解的油包水型阳离子聚丙烯酰胺乳液制备方法
CN103881693A (zh) * 2014-03-19 2014-06-25 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种页岩气滑溜水压裂用反相乳液降阻剂及其制备方法

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108350346A (zh) * 2015-08-26 2018-07-31 索尔维美国有限公司 稀释的阳离子减摩剂
CN110791259A (zh) * 2018-08-03 2020-02-14 S.P.C.M.股份公司 用改进的油包水乳液处理地层的一部分的方法
CN110791259B (zh) * 2018-08-03 2023-06-20 Snf集团 用改进的油包水乳液处理地层的一部分的方法
WO2021248305A1 (en) * 2020-06-09 2021-12-16 Solvay (China) Co., Ltd Inverting surfactants for inverse emulsions

Also Published As

Publication number Publication date
RU2017104644A (ru) 2018-08-15
US20160017203A1 (en) 2016-01-21
US10385253B2 (en) 2019-08-20
AR101212A1 (es) 2016-11-30
EP3169748B1 (en) 2019-12-11
CN106661441B (zh) 2020-02-28
WO2016011106A1 (en) 2016-01-21
RU2017104644A3 (zh) 2019-02-05
CA2955002A1 (en) 2016-01-21
MX2017000553A (es) 2017-07-04
EP3169748A1 (en) 2017-05-24
RU2717560C2 (ru) 2020-03-24
CA2955002C (en) 2023-05-09
EP3169748A4 (en) 2018-02-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106661441A (zh) 耐盐减摩剂
US20190048246A1 (en) Aqueous ampholyte polymer containing solutions for subterranean applications
US20210147741A1 (en) Emulsions, Treatment Fluids and Methods for Treating Subterranean Formations
US20240084190A1 (en) Emulsions including polymers, treatment fluids including emulsions, and methods for treating subterranean formations
US11795376B2 (en) Viscosifying friction reducers
US8640774B1 (en) Method of treating a formation
US11261361B2 (en) Salt tolerant friction reducer
CN108350346A (zh) 稀释的阳离子减摩剂
US20220177773A1 (en) Reverse emulsion for hydraulic fracturing
EP3240854A1 (en) Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof
US11326085B2 (en) Friction reducers
CN116829675A (zh) 用于反相乳液的反转表面活性剂

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20230815

Address after: new jersey

Patentee after: Energy Solutions (USA) LLC

Address before: new jersey

Patentee before: SOLVAY USA Inc.

TR01 Transfer of patent right