CN111886317B - 胶凝流体及相关使用方法 - Google Patents
胶凝流体及相关使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111886317B CN111886317B CN201980014817.5A CN201980014817A CN111886317B CN 111886317 B CN111886317 B CN 111886317B CN 201980014817 A CN201980014817 A CN 201980014817A CN 111886317 B CN111886317 B CN 111886317B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- group
- treatment fluid
- alk
- formula
- fluid
- 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.)
- Active
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 32
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 22
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 7
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 238000009491 slugging Methods 0.000 claims description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 12
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000304 alkynyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
- C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
-
- 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
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
对井孔穿透的地下地层进行酸化的方法，该方法包括以下步骤：(a)以低于地下地层压裂压力的压力将处理流体注入到该井孔中，该处理流体具有第一粘度并且包含酸的水溶液和胶凝剂，该胶凝剂选自由式I‑XI及其组合组成的组；(b)用该处理流体在该地下地层中形成至少一个空隙；并且(c)使该处理流体达到大于该第一粘度的第二粘度。
Description
相关申请的交叉引用
本申请根据35U.S.C.§119(e)要求于2018年2月21日提交的美国临时申请序列号62/633,318的优先权的权益，将所述申请的全部披露内容通过援引并入本申请。
背景技术
存在若干种增加石油产量的增产措施，如水力压裂和基质酸化。水力压裂包括在高压下将特别设计的流体泵送入地层中以产生裂缝，一旦处理完成后由存在于该流体中的支撑剂保持这些裂缝打开。
相比之下，基质酸化用于低渗透率地层。通常的做法是对地下地层进行酸化，以增加其渗透率。例如，在石油工业中，传统做法是将酸化流体注入井内以增加周围含烃地层的渗透率，从而有助于烃类从该地层流入井中。这类酸化技术通常被称为基质酸化处理。
在基质酸化中，该酸化流体以低于地层破裂压力的压力穿过该井进入该地层中。在这种情况下，渗透率的增加主要受地层内酸的化学反应的影响，其中几乎没有或没有渗透率增加是由于地层内的机械破坏，如压裂中的机械破坏。
附图说明
图1是展示了2.5wt.％活性的具有式I的胶凝剂在22.8wt％的CaCl2(对应于15％HCl被完全消耗)中的表观粘度随温度变化的图；以及
图2是展示了2.5wt.％活性的由两种分子的共混物构成的具有式I的胶凝剂在22.8wt％的CaCl2(对应于15％HCl被完全消耗)中的表观粘度随温度变化的图。
发明内容
本披露提供了对井孔穿透的地下地层进行酸化的方法，其中该方法包括以下步骤：
在低于地下地层压裂压力的压力下将处理流体注入到该井孔中，该处理流体具有第一粘度并且包含酸的水溶液和选自以下各项的胶凝剂：
式I：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R1至R4，在每次出现时相同或不同，并且表示氢或C1-C8烷基；X1和X2，在每次出现时相同或不同，并且表示直链或支链的烷基或烯基；并且R5和R6，在每次出现时相同或不同，并且表示选自下组的部分，该组由以下各项组成：-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -，其中Alk表示亚烷基；
式II：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R7、R8和R9独立地表示选自下组的部分，该组由以下各项组成：-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -、-Alk-CO2 -和-Alk-OH，其中Alk表示亚烷基；并且X1和X2，在每次出现时相同或不同，并且表示直链或支链的烷基或烯基；
式III：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；X3是(-CH2-)m，其中m是从2至20的整数；R10、R11和R12，在每次出现时相同或不同，并且表示选自下组的部分，该组由以下各项组成：Alk、-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -，其中Alk是CH3或亚烷基；
式IV：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团，并且R13至R15在每次出现时相同或不同，并且表示烷基；
式V：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R16至R21，在每次出现时相同或不同，并且表示选自下组的部分，该组由以下各项组成：-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -、-Alk-CO2 -和-Alk-OH，其中Alk表示亚烷基；
式VI：
其中Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；并且R22和R23，在每次出现时相同或不同，并且表示C1-C8烷基；
式VII：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R24至R26，在每次出现时相同或不同，并且表示直链或支链的烷基或烯基；
式VIII：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R26至R29，在每次出现时相同或不同，并且表示直链或支链的Alk-，其中Alk表示亚烷基；
式IX：
其中Rn，Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；并且R30至R35，在每次出现时相同或不同，并且表示烷基；
式X：
其中Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；并且R36至R38，在每次出现时相同或不同，并且表示烷基；
式XI：
其中Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；并且Y1和Y2，在每次出现时相同或不同，并且表示选自下组的部分，该组由以下各项组成：-O-、SO3 -、CO2 -、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -、-Alk-CO2 -和-Alk-SO3 -，其中Alk表示亚烷基；及其组合；用该处理流体在该地下地层中形成至少一个空隙；并且允许该处理流体达到大于该第一粘度的第二粘度。
在一个实施例中，该胶凝剂以按步骤(a)中流体的总重量计从约0.1wt％至约15wt％的量存在。
在一个实施例中，该处理流体进一步包括至少一种选自水、醇及其组合的溶剂。在另一个实施例中，该处理流体包括醇，该醇选自一元醇、二元醇、多元醇及其组合。在另一个实施例中，该处理流体包括醇，该醇选自链烷醇、醇烷氧基化物及其组合。在又另一个实施例中，该处理流体包括醇，该醇选自甲醇、乙醇、异丙醇、丁醇、丙二醇、乙二醇、聚乙二醇及其组合。
在一个实施例中，该处理流体进一步包含一种或多种添加剂，该添加剂选自腐蚀抑制剂、铁控制剂、黏土稳定剂、硫酸钙抑制剂、阻垢剂、互溶溶剂、非乳化剂、抗段塞剂及其组合。
在另一个实施例中，提供了一种对井孔穿透的地层进行酸化的方法，其中该方法包括以下步骤：在低于地层压裂压力的压力下将处理流体注入到该井孔中，该处理流体包含酸的水溶液和胶凝剂，该胶凝剂包含：
式I：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R1至R4，在每次出现时相同或不同，并且表示氢或C1-C8烷基；X1和X2，在每次出现时相同或不同，并且表示直链或支链的烷基或烯基；并且R5和R6，在每次出现时相同或不同，并且表示选自-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -的部分，其中Alk表示亚烷基；并且
允许该处理流体自转向到该地层中。
具体实施方式
本文描述了对井孔穿透的地下地层进行酸化的方法，该方法包括以下步骤：(a)以低于地下地层压裂压力的压力将处理流体注入到该井孔中，该处理流体具有第一粘度并且包含酸的水溶液和胶凝剂，该胶凝剂选自由式I-XI及其组合组成的组；(b)用该处理流体在该地下地层中形成至少一个空隙；并且(c)使该处理流体达到大于该第一粘度(例如更黏的)的第二粘度。在一些实施例中，该胶凝剂以按步骤(a)中流体的总重量计从约0.1wt％至约15wt％的量存在。
在一个实施例中，该胶凝剂是
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R1至R4，在每次出现时可以相同或不同，表示氢或C1-C8烷基；X1和X2，在每次出现时可以相同或不同，表示直链或支链的烷基或烯基，通常来自C3-C27烷基和C3-C27烯基；并且R5和R6，在每次出现时可以相同或不同，表示选自-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -的基团，其中Alk表示亚烷基。在一个实施例中，Rn和Rm表示C3-C27脂肪族基团，非常经常是C3-C19脂肪族基团，经常是脂肪族C7-C17基团。Rn和Rm的碳原子数可以是偶数或奇数。Rn和Rm可以彼此相同，或可替代地，Rn和Rm可以彼此不同。
Rn和Rm的碳原子数，如本文由对(n,m)表示的，可以值得注意地是以下对中的任何一个：
■(3,3)、(5,5)、(7,7)、(9,9)、(11,11)、(13,13)、(15,15)、(17,17)、(19,19)、(21,21)、(23,23)、(25,25)、(27,27)
■(7,9)、(7,11)、(7,13)、(7,15)、(7,17)、(7,19)、(7,21)、(7,23)、(7,25)、(7,27)
■(9,11)、(9,13)、(9,15)、(9,17)、(9,19)、(9,21)、(9,23)、(9,25)、(9,27)
■(11,13)、(11,15)、(11,17)、(11,19)、(11,21)、(11,23)、(11,25)、(11,27)
·(13,15)、(13,17)、(13,19)、(13,21)、(13,23)、(13,25)、(13,27)
■(15,17)、(15,19)、(15,21)、(15,23)、(15,25)、(15,27)
■(17,19)、(17,21)、(17,23)、(17,25)、(17,27)
■(19,21)、(19,23)、(19,25)、(19,27)
■(21,23)、(21,25)、(21,27)
■(23,25)、(23,27)或
■(25,27)。
脂肪族基团Rn和Rm可以是直链或支链的。脂肪族基团Rn和Rm可以不含任何双键和任何三键。可替代地，脂肪族基团Rn和Rm可以包含至少一个-C＝C-双键和/或至少一个-C≡C-三键。脂肪族基团Rn和Rm有利地选自烷基、烯基、烷二烯基、烷三烯基和炔基。优选地，脂肪族基团Rn和Rm独立地选自烷基和烯基。
更优选地，脂肪族基团Rn和Rm独立地选自烷基和烯基，通常选自C3-C27烷基和C3-C27烯基，非常经常选自C3-C19烷基和C3-C19烯基，并且经常选自(i)C6-C17烷基和C6-C17烯基或选自(ii)C7-C17烷基和C7-C17烯基。更优选地，Rn和Rm独立地表示烷基，通常为C3-C27烷基，非常经常为C3-C19烷基，经常为C6-C17烷基或C7-C17烷基。
在根据本发明的化合物中，R1至R4，在每次出现时可以相同或不同，表示氢或C1-C8烷基，优选具有从1至6个碳原子的烷基并且特别地可以是甲基、乙基、丙基、异丙基、正丁基、异丁基、或叔丁基。根据特别优选的实施例，R1至R4是甲基。如果R1至R4是烷基，则它们可以是直链或支链的。
R5和R6，在每次出现时可以相同或不同，表示选自-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -的基团，其中Alk表示二价亚烷基，其可以是直链或支链的。Alk优选地表示C1-C20亚烷基、优选C1-C12亚烷基、更优选C1-C8亚烷基。根据特别优选的实施例，Alk是-CH2-、-CH2-CH2-、-CH2-CH2-CH2-、-CH2-CH(CH3)-、-CH2-CH(CH3)-CH2-，并且最优选的Alk是亚甲基-CH2-。
式I(其中Rn＝Rm＝C27)的实例是：
本披露涉及胶凝流体(例如处理流体)以及用于对地下地层进行酸化的相关使用方法。如在此所使用的，术语“地下地层”包括裸露的地表以下的区域以及被水(如大海或海水)覆盖的地表以下的区域。在一些实施例中，该地下地层包括碳酸盐地层。在碳酸盐地层中，目标通常是使酸溶解碳酸盐岩石，从而在地层岩石中形成高导电流体流动通道。在对碳酸盐地层进行酸化时，岩石中的钙和镁的碳酸盐能用酸溶解。酸与矿物方解石(CaCO3)或白云石(CaMg(CO3)2)之间的反应可增强岩石的流体流动特性。在一些实施例中，该地下地层包括砂岩地层。大多数砂岩地层由超过50％-70％的砂石英颗粒组成，即，通过包括碳酸盐(方解石或CaCO3)和硅酸盐在内的各种量的胶凝材料结合在一起的二氧化硅(SiO2)。
在一个实施例中，该胶凝流体包括具有式II的胶凝剂：
在式II中，Rn、Rm、X1和X2是如以上在式I中所述；R7、R8和R9可以表示选自-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -、-Alk-OH的基团，其中Alk也在式I中描述。
在另一个实施例中，该胶凝流体包括具有式III的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；X3是(-CH2-)m，其中m是等于2或从3至20的整数；R10、R11和R12，在每次出现时相同或不同，并且表示选自Alk、-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -的基团，而Alk可以是CH3或如在式I中所述。
在另一个实施例中，该胶凝流体包括具有式IV的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述，并且R13至R15，在每次出现时可以相同或不同，表示如在式I中所定义的烷基，更优选C1-C8亚烷基。
在另一个实施例中，该胶凝流体包括具有式V的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；R16至R21相同或不同，并且可以表示选自-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -、-Alk-OH的基团，其中Alk也在式I中描述，优选C1-C8烷基。
在另一个实施例中，该胶凝流体包括具有式VI的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；并且R22和R23，在每次出现时可以相同或不同，表示C1-C8烷基。
在另一个实施例中，该胶凝流体包含具有式VII的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；R24至R26，在每次出现时可以相同或不同，表示直链或支链的烷基或烯基，通常来自C1-C27烷基和C3-C27烯基。
在另一个实施例中，该胶凝流体包含具有式VIII的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；R26至R29，在每次出现时可以相同或不同，表示直链或支链的Alk-，而Alk是在式I中所定义。Alk优选地表示C1-C20亚烷基、优选C1-C12亚烷基、更优选C1-C8亚烷基。根据特别优选的实施例，Alk是-CH2-、-CH2-CH2-、-CH2-CH2-CH2-、-CH2-CH(CH3)-、-CH2-CH(CH3)-CH2-，并且最优选的Alk是亚甲基-CH2-。
在另一个实施例中，该胶凝流体包括具有式IX的胶凝剂：
其中Rn，Rm是如在式I中所述；并且R30至R35，在每次出现时可以相同或不同，表示如在式I中所定义的烷基，更优选C1-C8亚烷基。
在另一个实施例中，该胶凝流体包含具有式X的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；并且R36至R38，在每次出现时可以相同或不同，表示如在式I中所定义的烷基，更优选C1-C8亚烷基。
在另一个实施例中，该胶凝流体包括具有式XI的胶凝剂：
其中Rn和Rm是如在式I中所述；并且Y1和Y2，在每次出现时可以相同或不同，表示-O-、SO3 -、CO2 -、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -、-Alk-CO2 -和-Alk-SO3 -，其中Alk也在式I中描述，优选C1-C8烷基。
该胶凝剂以适合用于酸化过程的量存在。在一个实施例中，该胶凝剂以按流体的总重量计从约0.1wt％至约15wt％的活性量存在。在另一个实施例中，该胶凝剂以按流体的总重量计从约2.5wt％至约10wt％的活性量存在。
在一个实施例中，该胶凝流体进一步包括至少一种选自水、醇及其组合的溶剂。在一个实施例中，该胶凝流体包括醇，该醇选自一元醇、二元醇、多元醇及其组合。在另一个实施例中，该胶凝流体包括醇，该醇选自链烷醇、醇烷氧基化物及其组合。在另一个实施例中，该胶凝流体包括醇，该醇选自甲醇、乙醇、异丙醇、丁醇、丙二醇、乙二醇、聚乙二醇及其组合。
每种单独的溶剂在该胶凝流体中以适合用于酸化过程的量存在。在一个实施例中，该胶凝流体中单个溶剂的量在以按流体的总重量计从0wt％至约30wt％的范围内，其中配方中溶剂的总重量在以按流体的总重量计从约10wt％至约70wt％的范围内。在一个实施例中，该胶凝流体包括40wt％活性量的根据式I的胶凝剂，其中剩余的是比率为60:40的水:异丙醇，其中这些量是按该流体的总重量计。
任选地，该胶凝流体进一步包含一种或多种添加剂。在一个实施例中，该流体包含一种或多种添加剂，该添加剂选自腐蚀抑制剂、铁控制剂、黏土稳定剂、硫酸钙抑制剂、阻垢剂、互溶溶剂、非乳化剂、抗段塞剂及其组合。在一个实施例中，该腐蚀抑制剂选自醇(例如炔属的)；阳离子表面活性剂(例如季铵盐、咪唑啉和烷基吡啶)；以及非离子表面活性剂(例如醇乙氧基化物)。
在一个实施例中，适合用于酸化过程的处理流体包括胶凝流体以及酸的水溶液。适合的酸的水溶液包括酸化过程中使用的与具有式I-XI的任何胶凝剂相容的酸的水溶液。在一个实施例中，该酸的水溶液选自盐酸、氢氟酸、甲酸、乙酸、氨基磺酸、及其组合。在一个实施例中，该处理流体包含按该流体的总重量计高达30wt％的量的酸。
本发明还提供了一种对井孔穿透的地层进行酸化的方法，该方法包括以下步骤：在低于地层压裂压力的压力下将包括胶凝流体和酸的水溶液的处理流体注入该井孔中，并允许该处理流体酸化该地层和/或自转向到该地层中。如在此使用的，术语“自转向”是指在其刺激地层时增黏的组合物并且，在这样做时，将任何剩余的酸转向到地层中的低渗透率区域中。
在一个实施例中，一种对井孔穿透的地下地层进行酸化的方法包括以下步骤：(a)在低于地下地层压裂压力的压力下将处理流体注入该井孔中，该处理流体具有第一粘度并且包含酸的水溶液以及具有式Ia的胶凝剂：
其中Rn和Rm相同并且是C13或C15，或具有式Ia分子的纯的C13和C15的共混物；(b)用该处理流体在该地下地层中形成至少一个空隙；并且(c)允许该处理流体达到大于该第一粘度的第二粘度。如在此使用的，术语“一个或多个空隙”意指包含裂缝、裂口、虫洞(wormhole)(例如高度分支的流动通道)等。在另一个实施例中，该方法进一步包括在流体已经达到该第二粘度后，用处理流体在该地下地层中形成至少一个空隙。在另一个实施例中，该方法进一步包括将该处理流体的粘度降低到小于该第二粘度的粘度。在另一个实施例中，该方法进一步包括回收至少一部分该处理流体。
本披露的方法和组合物可用于具有多种操作条件的地下地层。例如，本披露的方法和组合物可用于多种温度。在一个实施例中，用该处理流体在地下地层中形成至少一个空隙的步骤在高达约300°F(149℃)的温度范围内发生。除了宽的温度范围，所用组合物的接触时间也可以变化。在一个实施例中，用该处理流体在地下地层中形成至少一个空隙的步骤可以在从约一小时至数小时范围内的接触时间内发生；或者可替代地，从约1小时至约8小时。可以改变的其他工艺条件对于本领域技术人员来说是显而易见的，并且被认为在本披露的范围内。
将通过参考以下实例来进一步描述本披露。以下实例仅是说明性的并且不旨在是限制性的。
实例
实例1-处理流体
研究了具有式I的胶凝剂在用过的酸中的相容性。通过将具有式I的胶凝剂、酸添加剂(如果需要)及CaCl2溶液在高剪切速率(7000-10000rpm)下共混来制备处理流体。将所得混合物进行离心以去除气泡。在压力下在100/s的恒定剪切速率下，使用高压、高温流变仪从室温至400°F测试所获得的流体。图1和图2示出了2.5wt.％活性的胶凝剂在22.8wt％的CaCl2(对应于15％HCl被完全消耗)中的粘度随温度变化。
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内并且到了这样的程度。
因此，在此描述的示例性实施例很好地进行适配以便达到所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受益于在此的传授内容的对本领域技术人员明显的、不同但等效的方式进行修改和实践。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)”各种组分或步骤描述的，这些组合物和方法还可以“基本上由以下各项组成”或“由以下各项组成”：这些各种组分、物质和步骤。如在此所使用的，术语“基本上由以下各项组成”应该理解为意指包括所列出的组分、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附加的组分、物质或步骤。在一些实施例中，根据本披露的实施例的“基本上由以下各项组成”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的任何附加的组分或物质。如果在本说明书以及可通过援引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 (8)
1.一种对井孔穿透的地下地层进行酸化的方法，其中，该方法包括以下步骤：
a.在低于地下地层压裂压力的压力下将处理流体注入到该井孔中，该处理流体具有第一粘度并且包含酸的水溶液和选自下式的胶凝剂：
i.式I：
其中：Rn和Rm独立地表示C3-C27脂肪族基团；R1至R4，在每次出现时相同或不同，并且表示氢或C1-C8烷基；X1和X2，在每次出现时相同或不同，并且表示直链或支链的C3-C27亚烷基或C3-C27烯基；并且R5和R6，在每次出现时相同或不同，并且表示选自下组的部分，该组由以下各项组成：-O-、-Alk-CH(OH)-CH2-SO3 -和-Alk-CO2 -，其中Alk表示直链或支链的二价C1-C20亚烷基；
b.用该处理流体在该地下地层中形成至少一个空隙；并且
c.允许该处理流体达到大于该第一粘度的第二粘度。
2.如权利要求1所述的方法，其中，该胶凝剂以按步骤(a)中该流体的总重量计从0.1wt％至15wt％的量存在。
3.如权利要求1所述的方法，其中，该处理流体进一步包含至少一种选自下组的溶剂，该组由以下各项组成：水、醇及其组合。
4.如权利要求3所述的方法，其中，该处理流体包含选自下组的醇，该组由以下各项组成：一元醇、二元醇、多元醇及其组合。
5.如权利要求3所述的方法，其中，该处理流体包含选自下组的醇，该组由以下各项组成：链烷醇、醇烷氧基化物及其组合。
6.如权利要求3所述的方法，其中，该处理流体包含选自下组的醇，该组由以下各项组成：甲醇、乙醇、异丙醇、丁醇、丙二醇、乙二醇、聚乙二醇及其组合。
7.如权利要求1所述的方法，其中，该处理流体进一步包含一种或多种选自下组的添加剂，该组由以下各项组成：腐蚀抑制剂、铁控制剂、黏土稳定剂、硫酸钙抑制剂、阻垢剂、互溶溶剂、非乳化剂、抗段塞剂及其组合。
8.一种对井孔穿透的地层进行酸化的方法，其中，该方法包括以下步骤：
a.在低于地层压裂压力的压力下将处理流体注入到该井孔中，该处理流体包含酸的水溶液和包含如权利要求1所定义的式I的胶凝剂；并且
b.允许该处理流体自转向到该地层中。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201862633318P | 2018-02-21 | 2018-02-21 | |
| US62/633318 | 2018-02-21 | ||
| PCT/US2019/018915 WO2019165040A1 (en) | 2018-02-21 | 2019-02-21 | Gelling fluids and related methods of use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111886317A CN111886317A (zh) | 2020-11-03 |
| CN111886317B true CN111886317B (zh) | 2023-04-28 |
Family
ID=67616704
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201980014817.5A Active CN111886317B (zh) | 2018-02-21 | 2019-02-21 | 胶凝流体及相关使用方法 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11041113B2 (zh) |
| EP (1) | EP3755761A4 (zh) |
| CN (1) | CN111886317B (zh) |
| CA (1) | CA3089897A1 (zh) |
| WO (1) | WO2019165040A1 (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1981014A (zh) * | 2004-06-02 | 2007-06-13 | 罗迪亚公司 | 多组分的粘弹性表面活性剂流体及其作为压裂液的用法 |
| CN101365767A (zh) * | 2005-11-07 | 2009-02-11 | 斯蒂潘公司 | 多阳离子粘弹性组合物 |
| CN101842552A (zh) * | 2007-10-31 | 2010-09-22 | 罗迪亚公司 | 向水溶性聚合物中添加两性离子表面活性剂来提高聚合物在含盐和/或表面活性剂的水溶液中的稳定性 |
| CN102434140A (zh) * | 2003-07-22 | 2012-05-02 | 施蓝姆伯格技术公司 | 自转向泡沫系统 |
| CN103502386A (zh) * | 2011-05-23 | 2014-01-08 | 阿克佐诺贝尔化学国际公司 | 增稠的粘弹性流体及其用途 |
| CN103965861A (zh) * | 2014-05-21 | 2014-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温Gemini阳离子粘弹性表面活性剂及其合成方法 |
| CN103987847A (zh) * | 2011-10-18 | 2014-08-13 | 迪克纳制药公司 | 胺阳离子脂质及其用途 |
| US9738823B2 (en) * | 2012-08-17 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a stabilizing compound having quaternized amine groups and methods for use thereof |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
| US6929070B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| EP1364941A1 (en) * | 2002-05-22 | 2003-11-26 | Applied NanoSystems B.V. | Gelling agents |
| US7772164B2 (en) * | 2004-06-02 | 2010-08-10 | Rhodia, Inc. | Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid |
| US7244698B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-07-17 | Nalco Company | Viscoelastic surfactant composition having improved rheological properties and method of using for treating subterranean formations |
| US10259987B2 (en) * | 2011-12-21 | 2019-04-16 | Rhodia Operations | Amine adducts, derivatives thereof, methods for making such adducts and derivatives, and methods for using such adducts and derivatives |
| CA2950694C (en) * | 2014-07-09 | 2019-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids for reducing subterranean formation damage |
| CA2958914C (en) * | 2014-10-22 | 2020-09-22 | China Petroleum & Chemical Corporation | An anionic-cationic-nonionic surfactant, production and use thereof |
| CN108603100B (zh) * | 2016-01-26 | 2022-02-11 | 罗地亚经营管理公司 | 黏土稳定剂及使用方法 |
| EP3464508B1 (en) * | 2016-05-25 | 2023-09-06 | Energy Solutions (US) LLC | Self-diverting acidizing system |
| CN108047078B (zh) * | 2018-01-11 | 2020-06-09 | 西南石油大学 | 三子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法、应用以及清洁压裂液 |
-
2019
- 2019-02-21 US US16/281,458 patent/US11041113B2/en active Active
- 2019-02-21 EP EP19757334.8A patent/EP3755761A4/en active Pending
- 2019-02-21 CN CN201980014817.5A patent/CN111886317B/zh active Active
- 2019-02-21 WO PCT/US2019/018915 patent/WO2019165040A1/en unknown
- 2019-02-21 CA CA3089897A patent/CA3089897A1/en not_active Abandoned
-
2021
- 2021-06-07 US US17/340,384 patent/US11708525B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102434140A (zh) * | 2003-07-22 | 2012-05-02 | 施蓝姆伯格技术公司 | 自转向泡沫系统 |
| CN1981014A (zh) * | 2004-06-02 | 2007-06-13 | 罗迪亚公司 | 多组分的粘弹性表面活性剂流体及其作为压裂液的用法 |
| CN101365767A (zh) * | 2005-11-07 | 2009-02-11 | 斯蒂潘公司 | 多阳离子粘弹性组合物 |
| CN101842552A (zh) * | 2007-10-31 | 2010-09-22 | 罗迪亚公司 | 向水溶性聚合物中添加两性离子表面活性剂来提高聚合物在含盐和/或表面活性剂的水溶液中的稳定性 |
| CN103502386A (zh) * | 2011-05-23 | 2014-01-08 | 阿克佐诺贝尔化学国际公司 | 增稠的粘弹性流体及其用途 |
| CN103987847A (zh) * | 2011-10-18 | 2014-08-13 | 迪克纳制药公司 | 胺阳离子脂质及其用途 |
| US9738823B2 (en) * | 2012-08-17 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a stabilizing compound having quaternized amine groups and methods for use thereof |
| CN103965861A (zh) * | 2014-05-21 | 2014-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温Gemini阳离子粘弹性表面活性剂及其合成方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3755761A1 (en) | 2020-12-30 |
| US20210292639A1 (en) | 2021-09-23 |
| US11041113B2 (en) | 2021-06-22 |
| EP3755761A4 (en) | 2022-02-23 |
| US11708525B2 (en) | 2023-07-25 |
| US20190256766A1 (en) | 2019-08-22 |
| CN111886317A (zh) | 2020-11-03 |
| WO2019165040A1 (en) | 2019-08-29 |
| CA3089897A1 (en) | 2019-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2630488C (en) | Novel borozirconate systems in completion systems | |
| EP2325278B1 (en) | Polycationic viscoelastic compositions | |
| CA2528014C (en) | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same | |
| AU2013254748B2 (en) | Foam or viscosified composition containing a chelating agent | |
| US20060084579A1 (en) | Viscoelastic surfactant mixtures | |
| US9133387B2 (en) | Methods to improve stability of high solid content fluid | |
| US7431089B1 (en) | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations | |
| US7615517B2 (en) | Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids | |
| US20120305254A1 (en) | Methods to improve stability of high solid content fluid | |
| US8720569B2 (en) | Iodide stabilizer for viscosified fluid containing iron | |
| WO2015001498A1 (en) | Visco elastic surfactant crosslinked with divalent ions | |
| EP3004281B1 (en) | Process to treat subterranean formations using a chelating agent | |
| US20140202684A1 (en) | In-situ acid stimulation of carbonate formations with acid-producing microorganisms | |
| US20140202685A1 (en) | In-situ acid stimulation of carbonate formations with acid-producing microorganisms | |
| US20160280986A1 (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
| WO2007121056A1 (en) | Use of glycols and polyols to stabilize viscoelastic surfactant gelled fluids | |
| CN111886317B (zh) | 胶凝流体及相关使用方法 | |
| CA3001565C (en) | Methods of acidizing subterranean formations | |
| Gomaa et al. | An Effective Acid Placement Technique to Stimulate High-Temperature Sandstone and Carbonate Formations |
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: 20240605 Address after: lyon Patentee after: French Special Operations Co. Country or region after: France Address before: Obervillier, France Patentee before: RHODIA OPERATIONS Country or region before: France |
|
| TR01 | Transfer of patent right |