EA015149B1 - Способ гидроразрыва пласта с использованием в качестве загустителя соли четвертичного амина - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта с использованием в качестве загустителя соли четвертичного амина Download PDFInfo
- Publication number
- EA015149B1 EA015149B1 EA200801133A EA200801133A EA015149B1 EA 015149 B1 EA015149 B1 EA 015149B1 EA 200801133 A EA200801133 A EA 200801133A EA 200801133 A EA200801133 A EA 200801133A EA 015149 B1 EA015149 B1 EA 015149B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- composition
- formation
- quaternary amine
- salt
- preceding paragraphs
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 64
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 64
- -1 amine salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 75
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 39
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims abstract description 11
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims description 20
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- LKAWQFHWVVSFTR-UHFFFAOYSA-N 2-(methylamino)ethanol;hydrochloride Chemical compound [Cl-].C[NH2+]CCO LKAWQFHWVVSFTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 claims 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 58
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 9
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 abstract 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 20
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 description 15
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 6
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 5
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 5
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 5
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 4
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 4
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 3
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 3
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 3
- 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 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 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
- 241000758789 Juglans Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920001002 functional polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 2
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 1,3-dihydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=C(O)C=C21 USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 1-hydroxy-2-naphthoic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=CC=C21 SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 2-chlorobenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1Cl IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-N 3,4-dichlorobenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=C(Cl)C(Cl)=C1 VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 3-Hydroxy-2-naphthoate Chemical compound C1=CC=C2C=C(O)C(C(=O)O)=CC2=C1 ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1O NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 6-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=C(O)C=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC(O)=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 244000144725 Amygdalus communis Species 0.000 description 1
- 235000011437 Amygdalus communis Nutrition 0.000 description 1
- 244000144730 Amygdalus persica Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 241000723418 Carya Species 0.000 description 1
- 244000068645 Carya illinoensis Species 0.000 description 1
- 235000009025 Carya illinoensis Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- 244000184861 Juglans nigra Species 0.000 description 1
- 241000406668 Loxodonta cyclotis Species 0.000 description 1
- 240000007817 Olea europaea Species 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 241000219000 Populus Species 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical class [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000018633 Prunus armeniaca Species 0.000 description 1
- 235000009827 Prunus armeniaca Nutrition 0.000 description 1
- 235000006040 Prunus persica var persica Nutrition 0.000 description 1
- 241000219492 Quercus Species 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000016383 Zea mays subsp huehuetenangensis Nutrition 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008045 alkali metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N benzyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[NH+](C)CC1=CC=CC=C1 CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- LYQFWZFBNBDLEO-UHFFFAOYSA-M caesium bromide Chemical compound [Br-].[Cs+] LYQFWZFBNBDLEO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000009973 maize Nutrition 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N n'-[2-[2-[2-(2-aminoethylamino)ethylamino]ethylamino]ethyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCNCCN LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M naphthalene-1-sulfonate Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920000205 poly(isobutyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 1
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910000031 sodium sesquicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000018341 sodium sesquicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- WHYLHKYYLCEERH-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-oxidopropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Zr+4].CC([O-])C([O-])=O.CC([O-])C([O-])=O.CC([O-])C([O-])=O.CC([O-])C([O-])=O WHYLHKYYLCEERH-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/66—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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Описаны способы обработки подземных пластов, в частности способы обработки, включающие подготовку водного состава для обработки пласта, состоящего из модифицированного карбоксильными группами полимера, сшивающего агента и загустителя - соли четвертичного амина, которым является хлорид кокобис(2-гидроксиэтил)метиламмония, последующее введение данного состава в пласт с целью его обработки. Данный способ обработки особенно пригоден для осуществления гидроразрыва подземных пластов. Полимер и сшивающий агент могут быть смешаны заранее, поданы в скважину и там смешаны с солью четвертичного амина с целью обработки пласта. В другом аспекте изобретения полимер, сшивающий агент и вышеуказанную соль четвертичного амина смешивают, подают в скважину и вводят в подлежащий обработке пласт.
Description
Настоящее изобретение относится к жидкостям, используемым для обработки подземных пластов. В частности, настоящее изобретение относится к способам обработки подземных пластов, включая подготовку водного состава для обработки пласта, состоящего из модифицированного карбоксильными группами полимера, сшивающего агента и четвертичного амина, и последующую обработку подземного пласта этим текучим составом. Данный способ обработки особенно применим для гидроразрыва пластов.
При осуществлении работ по строительству и заканчиванию скважин, проникающих в подземные пласты, и при добыче газообразных и жидких углеводородов из естественных резервуаров через такие скважины используют различные типы жидкостей. Эти работы включают бурение пластов, гидроразрыв пластов, изменение проницаемости пластов или управление выносом песка и воды из пластов. Жидкости, применяемые при осуществлении промысловых работ, известны как буровые растворы, растворы для заканчивания скважины, жидкости для ремонта скважины, пакерные жидкости, жидкости гидроразрыва, жидкости для воздействия на пласт, вытесняющие жидкости или жидкости для регулирования проницаемости, жидкости для закрепления стенки скважины и т. п.
Гидроразрыв пласта - это операция по воздействию на пласт, в плановом порядке осуществляемая на нефтяных и газовых скважинах с целью увеличения добычи пластовых флюидов из подземных резервуаров. Специально разработанные жидкости при высоком давлении и расходе закачивают в обрабатываемый резервуар, вызывая раскрытие трещин. Проппанты, например керамические шарики или крупицы песка, закачивают вместе с жидкостью гидроразрыва (также именуемой жидкостью-носителем) в виде суспензии, чтобы после завершения обработки трещина оставалась открытой. Наиболее часто для гидроразрыва пласта используют жидкости на полимерной основе, характеризующиеся низкой стоимостью, высокой эффективностью и простотой обращения. К наиболее часто используемым полимерам относятся гуаровая смола, ее производные, полимеры на основе целлюлозы и ее производных.
В ряде случаев полимеры, используемые для получения жидкости гидроразрыва, являются поперечно-сшитыми при помощи сшивающего агента, такого как титан, бор или цирконий, благодаря чему обеспечивается нужная для гидроразрыва пласта вязкость. Часто при закачке в ствол скважины некоторых полимерных жидкостей гидроразрыва в результате взаимодействия с насосами и транспортными линиями жидкости могут испытывать сдвиговое разжижение с ограниченным восстановлением или отсутствием восстановления вязкости после снижения скорости сдвига. Это особенно характерно для систем на основе полимеров, поперечно-сшитых цирконием. Сдвиговое разжижение обычно приводит к существенным потерям состава для обработки в пласте.
Типичным способом частичного смягчения необратимого эффекта сдвигового разжижения является повышение концентрации поперечно-сшитого полимера в составе для обработки. Хотя это может оказаться эффективным с точки зрения восстановления вязкости, могут возникнуть другие трудности. Как правило, с увеличением количества полимера также увеличиваются материальные затраты. Кроме того, повышение концентрации полимера обычно вызывает соответствующее снижение остаточной проводимости после завершения обработки.
Таким образом, существует потребность в жидкостях для промысловых работ, которые бы обеспечивали высокую остаточную проводимость после обработки, а также лучше восстанавливали вязкость после сдвигового разжижения. Создание жидкости, отвечающей этим требованиям, было бы весьма желательным, и настоящее изобретение удовлетворяет эту потребность, по меньшей мере частично.
Сущность изобретения
В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения обеспечиваются способы обработки подземных пластов. В частности, настоящее изобретение относится к способам обработки подземных пластов, включая подготовку водного состава для обработки пласта, состоящего из модифицированного карбоксильными группами полимера, сшивающего агента и четвертичного амина, и последующую обработку подземного пласта этим составом для обработки. Данный способ особенно применим для гидроразрыва пластов. Для обработки пласта полимер и сшивающий агент могут быть смешаны заранее, поданы в скважину и там смешаны с солью четвертичного амина. В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения полимер, сшивающий агент и соль четвертичного амина смешивают, подают в скважину и вводят в пласт.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения способ обработки включает подготовку состава для обработки пласта, содержащего водную среду, модифицированный карбоксильными группами полимер и сшивающий агент. Состав для обработки пласта и сшивающий агент могут быть объединены любым пригодным для этого образом. Например, состав для обработки пласта и сшивающий агент могут быть смешаны на поверхности и затем поданы в скважину, проходящую через подземный пласт. После этого с целью улучшения параметров вязкости состава для обработки пласта в него вводят четвертичный амин и смешивают с ним. В качестве альтернативы сначала в скважину может быть подан состав для обработки пласта, а четвертичный амин смешан с ним уже в скважине.
Модифицированные карбоксильными группами полимеры, применимые в контексте настоящего изобретения, включают такие полимеры, как карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу или содержащий карбоксильные группы полиакриламид. При- 1 015149 годные сшивающие агенты содержат химическое соединение с поливалентным ионом металла, например, но без ограничений, хрома, железа, алюминия, титана и циркония. Соль четвертичного амина может быть любой солью, эффективной с точки зрения повышения вязкости состава для обработки пласта, включая такие соли, как хлорид алкилэтоксилированного четвертичного аммония.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение может стать понятным из следующего описания, рассматриваемого совместно с сопроводительными чертежами.
На фиг. 1 показано, что добавление соли четвертичного амина существенно увеличивает вязкость состава для обработки пласта, особенно спустя длительное время, при постоянной скорости сдвига.
Фиг. 2 иллюстрирует восстановление вязкости после воздействия на жидкости, используемые в соответствии с настоящим изобретением, больших сдвигающих усилий.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Настоящее описание и примеры приведены исключительно для иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения и не должны быть истолкованы как ограничивающие объем и применимость настоящего изобретения. Хотя составы, являющиеся объектом настоящего изобретения, описываются в настоящем документе как содержащие определенные материалы, следует понимать, что они могут содержать два или более химически различающихся материала. Кроме того, эти составы также могут содержать некоторые компоненты, отличные от уже упоминавшихся. В описании сущности изобретения и его подробном описании каждое числовое значение следует сначала читать как указанное приблизительно (если это уже не указано специально) и затем читать еще раз без этого уточнения, если в контексте нет иных указаний.
Настоящее изобретение обеспечивает способы обработки подземных пластов, в которых пробурены скважины. В частности, настоящее изобретение относится к способам обработки подземных пластов, включая подготовку водного состава для обработки пласта, состоящего из модифицированного карбоксильными группами полимера, в который добавлен либо сшивающий агент, либо четвертичный амин, и последующую обработку подземного пласта этим составом для обработки. Способы, составляющие настоящее изобретение, применимы при осуществлении промысловых работ, включая такие операции, как гидроразрыв пласта, изменение проницаемости подземного пласта, очистка трещины или ствола скважины, кислотный гидроразрыв пласта, кислотная обработка под давлением, ниже давления гидроразрыва, гравийная набивка, борьба с выносом песка и т.п. Данный способ обработки особенно полезен при осуществлении гидроразрыва пласта.
Авторами изобретения было неожиданно обнаружено, что добавление такого материала, как соль четвертичного амина, к жидкости для обработки пласта, содержащей анионный функциональный полимер, например модифицированный карбоксильными группами полимер, и сшивающий агент, позволяет улучшить параметры вязкости, такие как восстановление после сдвигового разжижения в результате закачки жидкости в скважину, отсроченное повышение вязкости или повышение вязкости после поступления жидкости для обработки пласта в пласт. Авторы изобретения также неожиданно обнаружили, что добавление сшивающего агента к жидкости для обработки пласта, содержащей анионный функциональный полимер, например модифицированный карбоксильными группами полимер, и соль четвертичного амина, также способствует улучшению параметров вязкости. В обоих случаях становится возможным снижение концентрации полимера, что делает более совершенными очистку пласта и использование материалов.
В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения способ обработки подземного пласта включает сначала подготовку состава для обработки пласта, содержащего водную среду, модифицированный карбоксильными группами полимер и сшивающий агент. Затем к этому составу для обработки пласта добавляют соль четвертичного амина, что повышает его вязкость. После этого смесь соли четвертичного амина и состава для обработки пласта вводят в пласт с целью его обработки, предпочтительно для гидроразрыва пласта. Этот вариант осуществления изобретения способствует большему восстановлению вязкости поперечно-сшитых полимеров, обычно используемых для гидроразрыва, то есть вязкость жидкости после воздействия больших сдвиговых усилий (репрезентативный диапазон скорости сдвига в каналах при гидроразрыве составляет от приблизительно 650 до 1300 с-1) значительно выше, чем жидкости такого же состава без добавления соли четвертичного амина.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения способ обработки включает подготовку состава для обработки пласта, содержащего водную среду, модифицированный карбоксильными группами полимер и четвертичный амин. Жидкость для обработки пласта и соль четвертичного амина могут быть соединены любым подходящим способом. Например, жидкость для обработки пласта и четвертичный амин могут быть смешаны на поверхности и затем поданы в скважину, проходящую через подземный пласт. После этого, с целью усовершенствования параметров вязкости состава для обработки пласта, в него вводят сшивающий агент и смешивают с ним. В качестве альтернативы, сначала в скважину может быть подан состав для обработки пласта, а сшивающий агент смешан с ним уже в скважине.
Модифицированные карбоксильными группами полимеры, применимые в соответствии со способами, являющимися объектом настоящего изобретения, в качестве основы могут иметь любой полимер.
- 2 015149
Не имеющие ограничительного характера примеры таких полимеров включают гуаровые смолы, целлюлозы, синтетические полмеры, такие как полиакриламины, синтетические и природные водорастворимые полимеры и т.п. Особенно хорошо подходят такие модифицированные карбоксильными группами полимеры, как карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и содержащий карбоксильные группы полиакриламид. Хотя может быть использовано любое пригодное количество модифицированного карбоксильными группами полимера, этот полимер, предпочтительно, вводят в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 10,00 вес.% относительно общего веса состава, более предпочтительно от приблизительно 0,10 до приблизительно 2,0 вес.% относительно общего веса состава.
Сшивающие агенты используются в способах, являющихся объектом настоящего изобретения, либо как компонент жидкости для обработки пласта, либо как материал, добавляемый к жидкости для обработки пласта в скважине с целью повышения ее вязкости. Сшивание заключается в соединении двух или более полимерных цепей посредством химического связывания этих цепей с общим элементом или химической группой. Пригодные сшивающие агенты могут содержать химическое соединение с поливалентным ионом металла, например, но без ограничения, хрома, железа, алюминия, титана и циркония. Сшивающий агент может быть добавлен в любом являющемся эффективным количестве. Предпочтительно активное количество сшивающего агента составляет от приблизительно 0,001 до приблизительно 0,2 вес.% относительно общего веса состава, более предпочтительно от приблизительно 0,003 до приблизительно 0,1 вес.% относительно общего веса состава.
Способы, являющиеся объектом настоящего изобретения, включают добавление к жидкости для обработки пласта катионной ассоциированной соли четвертичного амина, являющейся либо компонентом этой жидкости, либо вводимой в жидкость для обработки пласта в скважине. В качестве соли четвертичного амина особенно пригоден хлорид кокобис(2-гидроксиэтил)метиламмония. Соль четвертичного аммония может быть добавлена в любом количестве, являющемся эффективным в отношении улучшения параметров вязкости либо в течение длительного времени при постоянной скорости сдвига, либо после воздействия высоких скоростей сдвига. Предпочтительно соль амина добавляют в количестве от приблизительно 0,005 до приблизительно 1 вес.% относительно общего веса состава, более предпочтительно от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,5 вес.% относительно общего веса состава. Соль амина может быть добавлена в любой обеспечивающей эффективность действия форме, включая жидкую форму, твердую форму или форму раствора, например водного раствора соли.
Составы, используемые в соответствии со способами, являющимися объектом настоящего изобретения, могут содержать электролит, который может представлять собой органическую кислоту, соль органической кислоты или неорганическую соль. Смеси указанных соединений специально рассматриваются как входящие в объем настоящего изобретения. Типично, если это соединение будет присутствовать в незначительном количестве, предпочтительно менее приблизительно 30 вес.% относительно веса состава.
Типичной органической кислотой является сульфоновая кислота или карбоновая кислота, а типичным противоанионом солей органических кислот является сульфонат или карбоксилат. К характерным примерам таких органических молекул относятся различные ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как п-толуолсульфонат, нафталинсульфонат, хлорбензойная кислота, салициловая кислота, фталевая кислота и т.п., в которых противоанионы являются водорастворимыми. Наиболее предпочтительными органическими кислотами являются муравьиная кислота, лимонная кислота, 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7-гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота, 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота и 3,4-дихлорбензойная кислота. Могут быть использованы такие соли органических кислот, как формиат цезия, натрия или калия, цитрат натрия.
Неорганические соли, которые особенно подходят, - это, кроме прочего, водорастворимые соли калия, натрия и аммония, например хлорид калия и хлорид аммония. Кроме того, могут быть использованы хлорид магния, хлорид кальция, бромид кальция, галогенид цинка, карбонат натрия и бикарбонат натрия. Также может быть использована любая смесь неорганических солей. Неорганические соли могут вносить свой вклад в повышение вязкости, что является характерным для предпочтительных жидкостей. Кроме того, неорганические соли могут способствовать сохранению стабильности геологической формации. Стабильность породы и, особенно, стабильность глины (благодаря предотвращению гидратации глины) достигается при концентрации соли в несколько весовых процентов, при которой плотность жидкости как таковая от присутствия неорганической соли заметно не изменяется, за исключением случаев, когда плотность жидкости имеет важное значение и когда могут быть использованы более тяжелые неорганические соли. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения неорганическая соль представляет собой хлорид калия. Неорганическую соль предпочтительно добавляют в количестве от приблизительно 0,001 до приблизительно 12,0 вес.% относительно общего веса состава, более предпочтительно менее 1 вес.% общего веса состава.
К вариантам осуществления настоящего изобретения также относятся составы, содержащие органические амины. К примерам органических аминов относятся, кроме прочего, тетраэтиленпентамин,
- 3 015149 триэтилентетрамин, пентаэтиленгексамин, триэтаноламин и т.п. или любые их смеси. Если в жидкостях для обработки пласта, являющихся объектом настоящего изобретения, используют органические амины, их добавляют в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 2,0 вес.% относительно общего веса. Если органические амины используют, их предпочтительно вводят в количестве от приблизительно 0,05 до приблизительно 1,0 вес.% относительно общего веса. Особенно пригодным органическим амином является тетраэтиленпентамин.
Составы, используемые в соответствии со способами, являющимися объектом настоящего изобретения, также содержат поверхностно-активное вещество (ПАВ). Может быть использовано любое ПАВ, способность которого улучшать диспергирование и/или стабилизировать газообразный компонент базовой жидкости с образованием активизированной жидкости очевидна специалистам в данной области. Для использования в жидкостях, являющихся объектом настоящего изобретения, также пригодны вязкоупругие ПАВ, такие как описанные в патентах США №№ 6703352 (Эайауапаке и др.) и 6482866 (Эайауапаке и др.). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения ПАВ является ионогенным ПАВ. К примерам пригодных ионогенных ПАВ относятся, но без ограничения ими, анионные ПАВ, такие как алкилкарбоксилаты, алкилэфиркарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, α-олефинсульфонаты, алкилфосфаты и алкилэфирфосфаты. К примерам пригодных ионогенных ПАВ также относятся, кроме прочего, катионные ПАВ, такие как алкиламины, алкилдиамины, алкилэфирамины, алкилпроизводные четвертичного аммония, диалкилпроизводные четвертичного аммония и сложные эфиры четвертичного аммония. К примерам пригодных ионогенных ПАВ также относятся, но без ограничения ими, ПАВ, обычно рассматриваемые как цвиттер-ионные ПАВ и в некоторых случаях как амфотерные ПАВ, такие как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкиламиноксиды и карбоксилаты алкилпроизводных четвертичного аммония. Амфотерные ПАВ представляют собой класс ПАВ, имеющих в определенном диапазоне рН (например, в слабокислом) и положительно заряженную составляющую и отрицательно заряженную составляющую, в определенном диапазоне рН (например, в слабощелочном) - только отрицательно заряженную составляющую, а в другом диапазоне рН (например, в умеренно кислом) - только положительно заряженную составляющую, тогда как в молекуле цветтер-ионных ПАВ имеется устойчивая положительно заряженная составляющая, наличие которой не зависит от рН, и отрицательно заряженная составляющая - при щелочном рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения ПАВ является катионным, цвиттер-ионным или амфотерным и содержит в своей химической структуре аминогруппу или группу четвертичного аммония (ПАВ с аминогруппами). Особенно пригодным ПАВ является амфотерный алкиламин, содержащийся в растворе ПАВ Лс.|иа1 944® (поставляемый Вакег Ре1то1йе из 12645 ^.Αίτροτί Βίνά, 8идат Ьапб, 77478 И8А). В других вариантах осуществления настоящего изобретения ПАВ представляет собой смесь двух и более ПАВ из описанных выше либо смесь любых ПАВ или описанных выше ПАВ с одним или более неионогенным ПАВ. К примерам пригодных неионогенных ПАВ относятся, но без ограничения ими, этоксилаты алкилпроизводных спиртов, этоксилаты алкилфенолов, этоксилаты алкилпроизводных кислот, этоксилаты алкиламинов, алканоаты сорбита и алканоаты этоксилированного сорбита. Может быть использовано любое являющееся эффективным количество ПАВ или смеси ПАВ. Жидкости для обработки пласта предпочтительно содержат ПАВ или смесь ПАВ в количестве от приблизительно 0,02 до приблизительно 5 вес.% относительно общего веса, более предпочтительно от приблизительно 0,05 до приблизительно 2 вес.% относительно общего веса.
В составы, используемые в соответствии со способами, являющимися объектом настоящего изобретения, также могут быть введены понизители трения. Может быть использован любой понизитель трения. Также могут быть использованы полимерные понизители трения, такие как полиакриламид, полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат и полиизобутилен, а также водорастворимые понизители трения, такие как гуаровая смола, ее производные, полиакриламид и полизтиленоксид. Было обнаружено, что эффективными являются выпускаемые серийно химикаты для снижения гидравлических потерь, как, например, продаваемые компанией Сопосо 1пс. под торговой маркой СЭР и описанные в патенте США № 3692676 (Сийет и др.) и компанией СйешБик под торговыми марками ЕЬО 1003, 1004, 1005 и 1008. Эти полимерные соединения, добавляемые в качестве понизителей трения или компонентов, улучшающих индекс вязкости, могут также выполнять роль добавок, снижающих потери технологической жидкости, или даже делать их использование ненужным.
Составы, пригодные в контексте настоящего изобретения, также могут быть использованы вместе с разжижителем геля или содержать такой разжижитель. В функцию данного компонента входит разрушение или снижение вязкости жидкости для того, чтобы она легче выходила из пласта на стадии очистки. Для снижения вязкости могут быть использованы окислители, энзимы или кислоты. Разжижители снижают молекулярный вес полимеров в результате реакции полимера с кислотой, окислителем, энзимом или некоторыми их сочетаниями.
Варианты осуществления настоящего изобретения могут также предусматривать использование частиц проппанта, которые, по существу, не растворимы в пластовых флюидах. Частицы проппанта, переносимые жидкостью для обработки пласта, остаются в образовавшейся трещине, удерживая ее откры
- 4 015149 той после снятия давления гидроразрыва и введения скважины в эксплуатацию. К пригодным для использования в качестве проппанта материалам относятся, без ограничения ими, песок, скорлупа орехов, спеченный боксит, стеклянные шарики, керамические материалы, природные материалы и им подобные. Также могут быть использованы смеси проппантов. Если используют песок, размер частиц, обычно, составляет от приблизительно 12 до приблизительно 100 меш по стандарту США. Природные материалы могут быть никак не обработанными материалами в их естественном состоянии, а также материалами на основе природных материалов, подвергшихся обработке. К примерам пригодных для использования в качестве проппанта природных материалов в виде частиц, кроме прочего, относятся размолотая или раздробленная скорлупа орехов, например грецкого ореха, кокосового ореха, ореха пекан, миндаля, слонового ореха, американского ореха и т.д.; размолотая или раздробленная скорлупа косточек фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.д.; размолотая или раздробленная шелуха семян других растений, таких как маис (например, стержни кукурузного початка и зерна кукурузы) и т.д.; обработанные древесные материалы, полученные, например, из древесины дуба, гикори, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.д., включая древесину, получаемую после сверления, строгания или иных видов обработки.
Концентрация проппанта в жидкости для обработки пласта может быть любой концентрацией, которая известна специалистам в данной области, ее величина предпочтительно лежит в диапазоне от приблизительно 0,05 до приблизительно 3 кг проппанта на 1 л состава. Кроме того, частицы проппанта могут иметь дополнительное покрытие из смолы, потенциально повышающее их прочность, способность к образованию кластеров и устойчивость к выносу.
Водная среда, используемая в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, может представлять собой воду или соляной раствор. В тех вариантах осуществления настоящего изобретения, в которых водная среда является соляным раствором, соляной раствор представляет собой воду, содержащую неорганическую соль или органическую соль. К предпочтительным неорганическим солям относятся галогениды щелочных металлов, более предпочтительно хлорид калия. Фаза-носитель соляного раствора также может содержать органическую соль, более предпочтительно формиат натрия или калия. К предпочтительным двухвалентным неорганическим солям относятся галогениды кальция, более предпочтительно хлорид кальция или бромид кальция. Также могут быть использованы бромид натрия, бромид калия или бромид цезия. Соль подбирают из соображений совместимости, то есть если в буровом растворе используется определенная фаза соляного раствора, то в жидкости, используемой при заканчивании/очистке, выбирают ту же фазу соляного раствора.
В составы, применимые в соответствии со способами, являющимися объектом настоящего изобретения, может быть включен волокнистый компонент, что позволяет получить ряд свойств, включая улучшение свойств суспензии частиц, возможность переноса частиц, стабильность газовой фазы. Используемые волокна по своей природе могут быть гидрофильными или гидрофобными, однако, предпочтительными являются гидрофильные волокна. Волокна могут представлять собой любой волокнистый материал, например, кроме прочего, природные органические волокна, измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна как таковые включают, но не ограничиваются такими примерами, как сложный полиэфир, полиарамид, полиамид, новолоид или полимеры типа новолоида, фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические мононити, углеродные волокна, стеклянные волокна, волокна природных полимеров или любые их смеси. Особенно хорошо подходят волокна из сложного полиэфира с чрезвычайно гидрофильным покрытием, например, кроме прочего, волокна полиэтилентерефталата ΌΛΟΚΟΝ®, поставляемые компанией ΙηνίκΙα Согр. из \νίο1ιίΙα. К8, И8Л, 67220. К другим примерам пригодных волокон относятся, но не ограничиваясь ими, полиэфирные волокна полимолочной кислоты, полиэфирные волокна полигликолевой кислоты, волокна поливинилового спирта и т.п. Если волокнистый компонент используется, его концентрация может составлять от приблизительно 1 до приблизительно 15 г на 1 л состава, концентрация волокон предпочтительно составляет от приблизительно 2 до приблизительно 12 г на 1 л состава, более предпочтительно от приблизительно 2 до приблизительно, 10 г на 1 л состава.
Составы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, могут, кроме того, содержать другие добавки и химикаты, известные как широко используемые в промысловой деятельности специалистами в данной области. Таковые включают, но не обязательно ограничиваются приводимыми примерами, такие материалы, как ПАВ, помимо упомянутых выше, разжижители геля, помимо упомянутых выше, поглотители кислорода, спирты, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, добавки для борьбы с поглощением бурового раствора, бактерициды и т.п. Кроме того, таковые могут включать со-ПАВ, функция которых состоит в оптимизации вязкости или минимизации образования устойчивых эмульсий и которые содержат компоненты сырой нефти, или полисахариды или химически модифицированные полисахариды, полимеры, такие как целлюлоза, производные целлюлозы, гуаровая смола, производные гуаровой смолы, ксантановая смола, или синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и сополимеры полиакриламида, окислители, такие как персульфат аммония или бромат натрия, и биоциды, такие как 2,2-дибромо-3-нитрилопропионамин.
- 5 015149
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения предусматривается использование соответствующих настоящему изобретению составов для гидроразрыва подземных пластов. Способы осуществления гидроразрыва известны специалистам в данной области и включают закачивание жидкости гидроразрыва в скважину и оттуда в подземный пласт. Давление жидкости превышает минимальное напряжение в породе, поэтому в пласте образуются или расширяются трещины.
В большинстве случаев работы по гидроразрыву состоят из закачивания не содержащей проппанта вязкой жидкости или подушки разрыва, обычно представляющей собой воду с некоторыми жидкими добавками, создающими большую вязкость, в скважину быстрее, чем эта жидкость может уйти в пласт, поэтому давление увеличивается, порода разрушается, и в ней образуются искусственные трещины и/или расширяются существующие трещины. Затем к жидкости гидроразрыва добавляют частицы проппанта с образованием суспензии, которую закачивают в трещины для предотвращения их закрытия после сброса давления закачки. Свойства суспензии проппанта и транспортная способность базовой жидкости для обработки пласта традиционно зависят от типа вводимого загустителя.
В другом варианте своего осуществления настоящее изобретение относится к использованию составов, являющихся его объектом, для гравийной набивки скважины. В качестве состава для гравийной набивки таковой состав предпочтительно содержит гравий или песок и другие необязательные добавки, такие как реагенты для очистки глинистой корки, например хелатообразующие реагенты (например, соляная кислота, плавиковая кислота, муравьиная кислота, уксусная кислота, лимонная кислота), ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, биоциды, реагенты для борьбы с утечками и другие. Для данной цели пригоден гравий и песок с размером частиц от 8 до 70 меш по стандарту США.
Целью представленных ниже примеров является иллюстрация способов подготовки и свойств жидкостей для обработки пласта, состоящих из модифицированного карбоксильными группами полимера, сшивающего агента и четвертичного амина и используемых в соответствии со способами, являющимися объектом настоящего изобретения, каковые примеры не должны быть истолкованы как ограничивающие объем настоящего изобретения, если иное не указано определенно в формуле изобретения. Все значения процентного содержания, концентраций, отношений, частей и т. д. даны по весу, если иное не указано или не является очевидным из контекста.
Примеры
Следующие примеры являются иллюстрацией составов и способов, являющихся объектами настоящего изобретения и описываемых на примере предпочтительных вариантов его осуществления.
При подготовке примеров 1 и 2 была подготовлена обычная жидкость, для чего сначала смешали 500 мл деионизированной воды, 1,8 г карбоксиметилгидроксипропилгуара и 0,25 мл смеси 1:1 по весу ацетата натрия и воды. Эту смесь гидратировали путем перемешивания в течение 15 мин со скоростью приблизительно 1500-2500 об/мин в мешалке Уоринга. Затем добавили 0,36 г неорганической соли - сесквикарбоната натрия, 1,74 г бикарбоната натрия и 1,5 мл тетраэтиленпентамина, затем 4,5 мл смеси, содержащей лактат циркония натрия (22,6 вес.%), метанол (13,6 вес.%) и воду (63,8 вес.%). Затем, завершая подготовку обычной жидкости, добавили 0,5 мл смеси, содержащей хлорид диметилбензиламмония (51 вес.%), этанол (10 вес.%) и воду (39 вес.%), жидкость перемешали с той же скоростью в течение приблизительно 30 с. Для измерения вязкости образцов в чашу реометра поместили по 32 мл каждой жидкости. Чаша была закреплена на реометре типа реометра Куэтта с конфигурацией К1-В5 и создаваемым напором 300 фунтов на кв.дюйм. В представленных примерах был использован реометр Огаее М5500.
Примеры 1 и 2 иллюстрируют увеличение вязкости при введении соли четвертичного амина в жидкость для обработки пласта на основе карбоксиметилгидроксипропилгуара, поперечносшитого цирконием. Компоненты, использованные для подготовки жидкостей для примеров 1 и 2, приведены в таблице.
| Компонент | Пример 1 | Пример 2 |
| Обычная жидкость, об. | 100% об. | 99,9% об. |
| ΕίΕσςυβά® С/12В, соль четвертичного амина | 0,1% об. | |
| Измеренный рН | 10 | 10 |
Пример 1 является сравнительным, в нем загуститель не добавляли, тогда как жидкость в примере 2 содержит соль четвертичного амина Е1Ьос|иай® С/12В (хлорид кокобис(2-гидроксиэтил)метиламмония, поставляемую Ά1<ζο №Ье1), этот пример иллюстрирует изменение вязкости. Оценку вязкости данных жидкостей приводили примерно при 121°С. Из фиг. 1 ясно видно, что добавление соли четвертичного амина существенно повышает вязкость жидкости для обработки пласта, особенно на протяжении длительного периода времени при постоянной скорости сдвига.
В испытании жидкостей примеров 1 и 2 на восстановление свойств после воздействия сдвиговых усилий была установлена скорость сдвига 100 с-1, а температуру увеличили до 149°С. Методика реометрического испытания на восстановление свойств жидкостей после воздействия сдвиговых усилий заключалась в воздействии сдвиговых усилий со скоростью 100 с-1 в течение 5 мин, затем со скоростью 935 с-1
- 6 015149 в течение 1 мин при температуре 24°С. Для усиления отрицательного эффекта воздействия сдвиговых усилий эти действия повторили пять раз. Результаты представлены на фиг. 2. Как видно из фиг. 2, восстановление вязкости (увеличение вязкости после снижения скорости сдвига) заметно усиливается в случае добавления соли четвертичного амина. Из фиг. 1 и 2 становится очевидным, что небольшие количества соли четвертичного амина являются эффективными в отношении существенного улучшения параметров вязкости, вызывают увеличение вязкости приблизительно на 10-40%, как при измерении в течение длительного времени при постоянной скорости сдвига (фиг. 1), так и после воздействия больших сдвиговых усилий (фиг. 2).
Описанные выше конкретные варианты осуществления изобретения носят исключительно иллюстративный характер, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике различными, но эквивалентными путями, очевидными для специалистов в данной области, для которых приведенное описание может быть полезно. Кроме того, не предусматривается никаких ограничений для описанных подробностей, помимо приводимых в формуле изобретения, следующей ниже. Следовательно, очевидно, что описанные выше конкретные варианты осуществления изобретения могут быть изменены или модифицированы, и все подобные изменения рассматриваются как не выходящие за пределы объема и существа настоящего изобретения.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ гидроразрыва подземных пластов, включающий подготовку состава для обработки пласта, состоящего из водной среды, модифицированного карбоксильными группами полимера и сшивающего агента, последующее добавление к составу для обработки пласта соли четвертичного амина в эффективном для увеличения вязкости количестве и подачу полученного сочетания в скважину для осуществления гидроразрыва пласта, в котором состав для обработки пласта готовят и смешивают с солью четвертичного амина до подачи в скважину, причем соль четвертичного амина представляет собой хлорид кокобис(2-гидроксиэтил)метиламмония.
- 2. Способ по п.1, в котором модифицированный карбоксильными группами полимер представляет собой карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу и модифицированный карбоксильными группами полиакриламид.
- 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором дополнительно используют газообразный компонент, выбранный из группы, состоящей из диоксида углерода, азота и их смесей.
- 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором дополнительно используют проппант.
- 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором сшивающий агент содержит металлический хром, железо, алюминий, сурьму, титан или цирконий.
- 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором дополнительно используют волокнистый компонент.
- 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором состав для обработки пласта содержит ингибитор коррозии, добавку для борьбы с потерями состава для обработки пласта и их смеси.
- 8. Способ по п.1, в котором соль четвертичного амина добавляют в количестве от 0,005 до 1 вес.% относительно веса состава.
- 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором соль четвертичного амина добавляют в количестве 0,01 до 0,5 вес.% относительно веса состава.
- 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкость состава для обработки пласта при добавлении соли четвертичного амина увеличивается на 10-40%.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/256,467 US7287593B2 (en) | 2005-10-21 | 2005-10-21 | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
| PCT/IB2006/053860 WO2007046072A2 (en) | 2005-10-21 | 2006-10-19 | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801133A1 EA200801133A1 (ru) | 2008-08-29 |
| EA015149B1 true EA015149B1 (ru) | 2011-06-30 |
Family
ID=37772667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801133A EA015149B1 (ru) | 2005-10-21 | 2006-10-19 | Способ гидроразрыва пласта с использованием в качестве загустителя соли четвертичного амина |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7287593B2 (ru) |
| CA (1) | CA2625450C (ru) |
| DE (1) | DE112006002829T5 (ru) |
| EA (1) | EA015149B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007046072A2 (ru) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8697610B2 (en) | 2007-05-11 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with complexed metal crosslinkers |
| US7786050B2 (en) * | 2007-05-11 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with ionic polymer gels |
| CN101842552B (zh) * | 2007-10-31 | 2014-06-04 | 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 |
| US7789160B2 (en) * | 2007-10-31 | 2010-09-07 | Rhodia Inc. | Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| US7754660B2 (en) * | 2007-12-18 | 2010-07-13 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Process to prepare zirconium-based cross-linker compositions and their use in oil field applications |
| EP2229423B1 (en) | 2008-01-09 | 2017-05-17 | Akzo Nobel N.V. | Use of an acidic aqueous solution containing a chelating agent as an oilfield chemical |
| US20090203555A1 (en) * | 2008-02-08 | 2009-08-13 | Arthur Milne | Use of Relative Permeability Modifiers in Treating Subterranean Formations |
| US7712534B2 (en) * | 2008-03-14 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids having biocide and friction reducing properties and associated methods |
| US8853135B2 (en) * | 2008-05-07 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers |
| US8575073B2 (en) * | 2008-06-20 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Slickwater treatment fluid and method |
| US8276667B2 (en) * | 2008-12-03 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed breaking of well treatment fluids |
| US20100307757A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Blow Kristel A | Aqueous solution for controlling bacteria in the water used for fracturing |
| US8211835B2 (en) | 2009-09-24 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for slickwater application |
| EP2348089A1 (en) | 2010-01-26 | 2011-07-27 | S.P.C.M. Sa | Water-soluble polymers for oil recovery |
| US20130025867A1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-01-31 | Mary Michele Stevens | Method of slickwater fracturing |
| WO2013126639A1 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Dobson Jr James W | Hybrid aqueous-based suspensions for hydraulic fracturing operations |
| US20130327530A1 (en) * | 2012-06-08 | 2013-12-12 | Trican Well Service Ltd | Composition and Method to Replace Polysacharides in Hydraulic Fracturing |
| US11008505B2 (en) | 2013-01-04 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant |
| WO2014176338A2 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Carbo Ceramics Inc. | Compositions and methods for use of proppant surface chemistry to improve proppant consolidation and flowback control |
| US9702239B2 (en) * | 2013-06-27 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improved proppant suspension in high salinity, low viscosity subterranean treatment fluids |
| US9920240B2 (en) | 2013-10-14 | 2018-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing polysaccharides with friction reducing grafts thereon |
| FR3013055B1 (fr) * | 2013-11-14 | 2020-05-15 | Arkema France | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
| US20160264835A1 (en) * | 2014-02-12 | 2016-09-15 | Halliburton Energy Services ,Inc. | Viscosifier for treatment of a subterranean formation |
| EP3274416A4 (en) | 2015-03-27 | 2018-10-03 | Carbo Ceramics Inc. | Methods and compositions for use of proppant surface chemistry and internal porosity to consolidate proppant particulates |
| US10927290B2 (en) | 2015-09-17 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
| CN107760290B (zh) * | 2017-10-20 | 2020-10-13 | 中国石油大学(北京) | 用于油田水处理系统的杀菌缓蚀剂及其制法与应用 |
| US12024669B2 (en) | 2022-06-27 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | C-36 dimer diamine hydrochloride salt as primary viscosifier for invert-emulsion drilling fluids |
| CN115011326A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-09-06 | 山东欣广化学有限公司 | 油田用清洁压裂液及其制备方法 |
| US11807803B1 (en) | 2022-08-02 | 2023-11-07 | Saudi Arabian Oil Company | Cement spacer fluid with polyethyleneimine hydrochloride salt as a shale inhibitor |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030083403A1 (en) * | 2001-06-22 | 2003-05-01 | Dawson Jeffrey C. | Fracturing fluids and methods of making and using same |
| US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US6613720B1 (en) * | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3692676A (en) | 1969-12-22 | 1972-09-19 | Continental Oil Co | Method of friction loss reduction in oleaginous fluids flowing through conduits |
| US4480696A (en) * | 1982-10-25 | 1984-11-06 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
| US4627495A (en) * | 1985-04-04 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Method for stimulation of wells with carbon dioxide or nitrogen based fluids containing high proppant concentrations |
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5575335A (en) * | 1995-06-23 | 1996-11-19 | Halliburton Company | Method for stimulation of subterranean formations |
| US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| FR2757426B1 (fr) * | 1996-12-19 | 1999-01-29 | Inst Francais Du Petrole | Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication |
| WO1998054272A1 (en) * | 1997-05-27 | 1998-12-03 | Bj Services Company | Improved polymer expansion for oil and gas recovery |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
| US6810959B1 (en) * | 2002-03-22 | 2004-11-02 | Bj Services Company, U.S.A. | Low residue well treatment fluids and methods of use |
| US20040209780A1 (en) * | 2003-04-18 | 2004-10-21 | Harris Phillip C. | Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same |
| US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
-
2005
- 2005-10-21 US US11/256,467 patent/US7287593B2/en active Active
-
2006
- 2006-10-19 CA CA2625450A patent/CA2625450C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-19 DE DE112006002829T patent/DE112006002829T5/de not_active Ceased
- 2006-10-19 EA EA200801133A patent/EA015149B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-19 WO PCT/IB2006/053860 patent/WO2007046072A2/en active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6613720B1 (en) * | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
| US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US20030083403A1 (en) * | 2001-06-22 | 2003-05-01 | Dawson Jeffrey C. | Fracturing fluids and methods of making and using same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2625450C (en) | 2014-04-15 |
| CA2625450A1 (en) | 2007-04-26 |
| DE112006002829T5 (de) | 2008-09-25 |
| WO2007046072A3 (en) | 2007-11-29 |
| EA200801133A1 (ru) | 2008-08-29 |
| WO2007046072A2 (en) | 2007-04-26 |
| US7287593B2 (en) | 2007-10-30 |
| US20070089881A1 (en) | 2007-04-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015149B1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта с использованием в качестве загустителя соли четвертичного амина | |
| US7703521B2 (en) | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications | |
| US7998909B2 (en) | Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof | |
| US7968501B2 (en) | Crosslinker suspension compositions and uses thereof | |
| US8658574B2 (en) | Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well | |
| US20100184630A1 (en) | Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation | |
| BRPI0609052A2 (pt) | composição para tratamento de poços, método para produção de uma composição para tratamento de poços, e método de fraturamento de uma formação subterránea | |
| US20130025867A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| US7981845B2 (en) | Partially neutralized polyhydroxy acids for well treatments | |
| US8354360B2 (en) | Method of subterranean formation treatment | |
| EA020002B1 (ru) | Способ обработки подземного пласта, пронизанного буровой скважиной | |
| EA011181B1 (ru) | Способ обработки подземного пласта | |
| US20090203555A1 (en) | Use of Relative Permeability Modifiers in Treating Subterranean Formations | |
| RU2509879C2 (ru) | Замедленное разрушение структуры текучих сред для обработки скважин | |
| US10435621B2 (en) | Fracturing fluid composition containing an acrylamido-tert-butylsulfonate polymer | |
| US20170044418A1 (en) | High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids | |
| US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| US9016375B2 (en) | Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F | |
| US20110287983A1 (en) | Treatment fluids made of hydantoin derivatives for operations in a well | |
| CA3109079A1 (en) | Composition and method for breaking friction reducing polymer for well fluids | |
| US12054669B2 (en) | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof | |
| Salgaonkar et al. | Breaking diutan with oxalic acid at 180 F to 220 F | |
| WO2019236961A1 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |