EA026370B1 - Новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта, с помощью которого данную жидкость приводят в действие - Google Patents
Новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта, с помощью которого данную жидкость приводят в действие Download PDFInfo
- Publication number
- EA026370B1 EA026370B1 EA201491604A EA201491604A EA026370B1 EA 026370 B1 EA026370 B1 EA 026370B1 EA 201491604 A EA201491604 A EA 201491604A EA 201491604 A EA201491604 A EA 201491604A EA 026370 B1 EA026370 B1 EA 026370B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- mol
- acid
- polymer
- fracturing fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 93
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 52
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 13
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 19
- -1 acrylamidopropyl Chemical group 0.000 claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 17
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 5
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 1-morpholin-4-ylprop-2-en-1-one Chemical compound C=CC(=O)N1CCOCC1 XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DGPVNNMFVYYVDF-UHFFFAOYSA-N 1-prop-2-enoylpyrrolidin-2-one Chemical compound C=CC(=O)N1CCCC1=O DGPVNNMFVYYVDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 claims description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 3
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 0.000 claims description 2
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N crotonic acid Chemical compound C\C=C\C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 claims description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 2
- 150000004820 halides Chemical group 0.000 claims description 2
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UIIIBRHUICCMAI-UHFFFAOYSA-N prop-2-ene-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC=C UIIIBRHUICCMAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N prop-2-enylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CC=C RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid Natural products CC=CC(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims 3
- VZXFEELLBDNLAL-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-amine;hydrobromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[NH3+] VZXFEELLBDNLAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- NXPXALWDTNMLTA-UHFFFAOYSA-N dimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]-octadecylazanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCNC(=O)C(C)=C NXPXALWDTNMLTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N dimethylazanium;chloride Chemical compound Cl.CNC IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- TWFQJFPTTMIETC-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-amine;hydron;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[NH3+] TWFQJFPTTMIETC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- PGQAXGHQYGXVDC-UHFFFAOYSA-N dodecyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound Cl.CCCCCCCCCCCCN(C)C PGQAXGHQYGXVDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- WLYDFPPWRFGZJN-UHFFFAOYSA-N ethenesulfonic acid;ethenylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C.OS(=O)(=O)C=C WLYDFPPWRFGZJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RNYJXPUAFDFIQJ-UHFFFAOYSA-N hydron;octadecan-1-amine;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[NH3+] RNYJXPUAFDFIQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N n-ethenylethenamine Chemical compound C=CNC=C XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N n-tert-butylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)(C)NC(=O)C=C XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 11
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 7
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 7
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 7
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 7
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000013535 sea water 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
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 3
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 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 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005445 natural material Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- VUWCWMOCWKCZTA-UHFFFAOYSA-N 1,2-thiazol-4-one Chemical class O=C1CSN=C1 VUWCWMOCWKCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 1-amino-3-(benzimidazol-1-yl)propan-2-ol Chemical compound C1=CC=C2N(CC(O)CN)C=NC2=C1 AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241001051604 Appalachia Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Chemical group 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005600 alkyl phosphonate 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
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000007844 bleaching agent Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- YGGXICBLAUNIMM-UHFFFAOYSA-N dimethyl-octadecyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C YGGXICBLAUNIMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N dimethylformamide Substances CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZDQNVSVYXOKDGY-UHFFFAOYSA-N dodecyl-dimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCNC(=O)C(C)=C ZDQNVSVYXOKDGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WVKFIOARQUECPT-UHFFFAOYSA-N dodecyl-dimethyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C WVKFIOARQUECPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N formamide Substances NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000797 iron chelating agent Substances 0.000 description 1
- 229940075525 iron chelating agent Drugs 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical class OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012673 precipitation polymerization Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- XTEOHXBGFKSMQY-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methylpropane-2-sulfonate;prop-2-enamide Chemical compound [Na+].NC(=O)C=C.CC(C)(C)S([O-])(=O)=O XTEOHXBGFKSMQY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N triallylamine Chemical compound C=CCN(CC=C)CC=C VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 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
-
- 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
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- 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
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Жидкость для гидроразрыва пласта, содержащая в растворе в воде расклинивающее средство и ассоциативный амфотерный полимер, при этом указанный полимер имеет молекулярный вес по меньшей мере 1000000 г/моль, и содержащая от 0,01 до 10 мол.% по меньшей мере одного катионного мономера, полученного из акриламида, от 0,09 до 89,99 мол.% по меньшей мере одного анионного мономера и от 10 до 99 мол.% по меньшей мере одного неионного водорастворимого мономера. Способ гидроразрыва пласта с применением данной жидкости.
Description
Настоящее изобретение относится к новой композиции жидкости для гидроразрыва пласта. Более конкретно, настоящее изобретение относится к новой водной композиции жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей по меньшей мере одно расклинивающее средство и высокомолекулярный ассоциативный амфотерный сополимер.
Настоящее изобретение также относится к новому способу гидроразрыва нетрадиционных нефтяных и газовых пластов-коллекторов с применением указанной композиции.
Добыча нефти и газа, содержащихся в нетрадиционных пластах-коллекторах, возросла в последние годы и требует образование разломов в пласте-коллекторе для экономически выгодной добычи нефти и газа.
Термин нетрадиционные пласты-коллекторы обозначает месторождения, для которых требуются особые методы добычи, так как они не находятся в форме скопления в пористой проницаемой породе (см. Ьек бубгосагЪигек бе гоеНс-тсгс еп Ргаисе Каррой ρτονίδοίτβ - СС1ЕТ п° 2011-04-С - Миийсгс бе 1'ссо1ощс. би бсуе1орретеп1 бигаЪ1е, бек баикройк е! би 1одетеи1 - Άντίΐ 2011 [8оигсе госк бубгосагЪоик ίη Ргаисе, бИепт герой - СС1ЕТ Ыо. 2011-04-С - Миийгу о! есо1оду, кик1атаЪ1е беνе1ορтеηΐ, бапкройабоп апб боикшд - Лрй1 2011]). Относительно нетрадиционного газа можно упомянуть сланцевый газ, угольный газ (метан угольных пластов) или газ плотных пластов-коллекторов (газ в плотных породах). Для нетрадиционной нефти можно упомянуть тяжелую нефть, сланцевую нефть или нефть в плотных породах.
Запасы, содержащиеся в нетрадиционных пластах-коллекторах, огромны и чрезвычайно широко распространены в районах, которые ранее не эксплуатировали, например углеводороды, такие как сланцевый газ, газ в плотных породах и газ угольных пластов. В Соединенных Штатах сланцевые газы широко эксплуатируются и в настоящее время составляют 46% от общего природного газа, добываемого в США, в то время как они составляли лишь 28% в 1998 году. Широко распространенные бассейны известны под названиями Батей 8ба1е, УШе Рауейе 8ба1е, Мотету 8ба1е, Матсебик 8ба1е, Ибса 8ба1е и др. Эксплуатация плотных пластов-коллекторов стала возможной благодаря эволюции методов бурения.
Действительно, методы добычи эволюционировали от вертикальных скважин до горизонтальных скважин с уменьшением количества необходимых эксплуатационных скважин и область воздействия на грунт, появилась возможность лучшего охвата объема пласта-коллектора для извлечения максимального количества газа. Однако проницаемость пласта-коллектора является недостаточной для легкого перемещения газа из материнской породы в скважину, а также, следовательно, для экономически выгодной добычи газа в больших количествах. Таким образом, необходимо увеличить проницаемость и производственную поверхность посредством операций воздействия и, в частности, с помощью гидроразрыва пласта породы в контакте со скважиной.
Гидравлический разрыв пласта.
Цель гидравлического разрыва пласта заключается в создании дополнительной проницаемости и в увеличении площадей добычи газа или нефти. В частности, низкая проницаемость, естественные барьеры плотных слоев и нарушение проницаемости операциями бурения значительно ограничивают добычу. Газ или нефть, содержащиеся в нетрадиционном пласте-коллекторе, не могут легко перемещаться из породы в скважину без интенсификации притока.
Эти операции гидравлического разрыва с применением горизонтальных скважин начали использовать в 1960 году в Аппалачах. На сегодня несколько тысяч операций были выполнены в США.
Методы моделирования, бурения, цементирования и интенсификации притока для пластаколлектора становятся все более сложными, и в них применяют оборудование, которое позволяет выполнять эти операции за более короткое время с точным анализом результатов.
Воздействие на пласт-коллектор посредством гидравлического разрыва пласта.Эти операции заключаются в закачивании воды под высоким давлением и при очень высокой скорости потока так, чтобы создать разрывы, распределенные перпендикулярно к эксплуатационным скважинам. Способ, как правило, выполняют в несколько этапов для того, чтобы образовать трещины по всей длине горизонтальной скважины с обеспечением охвата максимального объема пласта-коллектора.
Для того чтобы сохранять эти трещины открытыми, добавляют расклинивающее средство (песок, пластик или калиброванную керамику) так, чтобы предотвратить закрытие этих трещин и сохранить созданную капиллярность после прекращения закачки.
Воды самой по себе не достаточно для высокой эффективности размещения расклинивающего средства в связи с его низкой вязкостью. Это ограничивает ее способность удерживать расклинивающее средство на месте в трещинах. Для решения данной проблемы были разработаны жидкости для гидроразрыва пласта, содержащие соединения, повышающие вязкость.
По определению, соединение будет названо повышающим вязкость, если оно повышает вязкость растворов, в которых его растворяют. Водорастворимые полимеры могут быть использованы в качестве соединения, повышающего вязкость.
В дополнение к наличию свойств повышения вязкости соединение должно иметь особый реологический профиль. В частности, полимер должен иметь низкую вязкость при высокой скорости сдвига, чтобы не препятствовать перемещению и закачиванию жидкости, содержащей расклинивающее средст- 1 026370 во, во время закачивания жидкости для гидроразрыва пласта. После закачивания это же самое соединение должно обладать свойством обеспечения достаточной вязкости при уменьшении сдвига, чтобы поддерживать расклинивающее средство таким образом, чтобы сохранять его в трещинах.
Полимер должен, таким образом, придавать раствору свойства разжижения при сдвиге для обеспечения относительно низкой вязкости во время закачивания (при высоком сдвиге) и высокой вязкости при понижении сдвига, чтобы сохранять расклинивающее средство в суспензии в трещинах.
Вязкоупругие свойства полимеров в растворе также должны быть приняты во внимание. Эта вязкоупругость и ее значение в применении описаны в 8РЕ 147206 (Ргас1игш§ Р1шб Сотрпкеб οί СотропеШк 8оигсеб 8о1е1у Ггот (Не Рооб 1пби5Ну Ргоу1бек 8ирегюг Ргорраи! Тгапкрой - Όανίά Ьоуе1е55, 1егету НоНкс1а№, КфекН 8а1ш, РНй Натк, апб 1еГГ Р1еттд, 8РЕ, НаШЪийои) посредством визуальных наблюдений в статических или динамических экспериментах или, в качестве альтернативы, с помощью реологических измерений, таких как измерение модуля упругости и модуля потерь (С и С), или измерения на реометре вязкости в зависимости от скорости сдвига. Таким образом, упругие свойства будут выгодными для обеспечения перемещения и суспендирования расклинивающего средства в трещине.
Выбор полимера, таким образом, не является очевидным, при этом требуется тщательное реологическое исследование для получения удовлетворительных результатов.
Среди соединений, повышающих вязкость, для водных растворов, относящихся к предшествующему уровню техники, могут быть упомянуты природные вещества, такие как гуаровые смолы и их производные, такие как гидроксипропилгуар (НРС) или карбоксиметилгидроксипропилгуар (СМНРС); производные целлюлозы, такие как карбоксиметилцеллюлоза или гидроксиэтилцеллюлоза. Эти соединения, в частности, описаны в патентах США №№ 4033415, 3888312 и 4801389. В 8РЕ 152596 (НубгаиНс РгасШгшд 101: ЖНа1 Еуегу Кергекейайуе, ЕпуйоптейаНкр Кеди1а1ог, Керойег, 1пуек1ог, Ишуегейу КекеагсНег, №щНЪог апб Епдшеег 8Нои1б Кпо\у ЛЪоШ Екйтайпд Ргас Мкк апб 1тргоуш§ Ргас РегГогтапсе ίη Ипсопуепйопа1 Сак апб От1 Же11к - Сеогде Е. Кшд, АрасНе Согрогайоп) подробно обсуждаются последние достижения, связанные с характеристиками жидкостей для гидроразрыва пласта.
Однако эти природные вещества, в частности гуаровые производные, также пригодны в других применениях, таких как пищевая или текстильная промышленность, а рост эксплуатации нетрадиционных ресурсов нефти и газа находится в конкуренции с этими другими применениями. Это препятствует доступности этих продуктов и ведет к ценовым проблемам.
Другие соединения на основе нефтехимии могут обладать свойствами повышения вязкости. Могут быть упомянуты синтетические полимеры. В особенности известны поли(мет)акриламиды, необязательно частично гидролизованные, и поли(мет)акрилаты и их сополимеры. Эти полимеры проявляют вязкость благодаря их молекулярному весу и межцепочечному ионному отталкиванию. Эти полимеры описаны в патенте Великобритании № 951147, патентах США №№ 3727689, 3841402 или 3938594. Механизм, регулирующий вязкость, связан с увеличением гидродинамического объема посредством внутрицепочечных отталкиваний, межцепочечных сплетений и т. д.
Однако в присутствии высокой минерализации или при высокой температуре эти полимеры не проявляют сильного сплетения и отталкивания, что отражается в сильном уменьшении их вязкости, особенно после того, как они подверглись сдвигу на этапе закачивания. Кроме того, эти полимеры обычно не обладают свойствами повышения вязкости, достаточными для сохранения расклинивающего средства в трещине. Дозу этих полимеров необходимо увеличивать до уровней, которые являются слишком высокими для достижения свойств суспензии расклинивающего средства. Уровни дозировки являются экономически не выгодными.
Чтобы улучшить эксплуатационные характеристики синтетических полимеров, упомянутых выше, их модифицировали путем введения гидрофобных групп. Полученные таким образом полимеры (включающие в незначительных количествах неполярные элементы и в большем количестве элементы гидрофильной природы) обладают ассоциативными свойствами. Для них необходим высокий молекулярный вес, и они характеризуются тем, что во время растворения их гидрофобные группы ассоциируют таким образом, чтобы ограничить взаимодействие с водой. Снижение вязкости, связанное с наличием электролитов или высоких температур, которое является источником снижения гидродинамического объема, компенсируют увеличением межцепочечных притягивающих взаимодействий.
С целью повышения этих взаимодействий полимеры выгодно смешивать с другими соединениями.
В большинстве документов известного уровня техники описывают комбинацию ассоциативного полимера с поверхностно-активными веществами с целью укрепления межцепочечных неполярных ассоциаций или наоборот диссоциации их посредством стабилизации для того, чтобы обеспечить содействие внутрицепочечным взаимодействиям.
В патенте США № 4432881 заявлена композиция, включающая неионное поверхностно-активное вещество и сополимер. Сополимер может быть ионным или неионным и включает в себя мономер, содержащий гидрофобную боковую цепь по меньшей мере из 8 атомов углерода.
Позднее в заявке на патент \УО 02/102917 описана загущающая водная композиция, включающая один или несколько полимеров, образованных из неионного мономера, анионного мономера, гидрофобного мономера.
- 2 026370
Количество мономеров, составляющих полимер, не ограничено. Четко разъясняется, что два мономера не могут иметь противоположный ионный заряд, а это означает, что полимер не является амфотерным. Кроме того, одной из существенных характеристик композиции является то, что она обеспечивает загущающий эффект при высокой скорости сдвига и наоборот, что идет вразрез с целью настоящего изобретения.
Заявитель разработал новую водную композицию жидкости для гидроразрыва пласта, содержащую в растворе в воде расклинивающее средство и ассоциативный амфотерный полимер, при этом полимер имеет молекулярный вес по меньшей мере 1000000 г/моль, и содержащую от 0,01 до 10 мол.% по меньшей мере одного катионного мономера, полученного из акриламида, содержащего гидрофобную цепь, и общей формулы (I)
в которой
К1, К2 независимо друг от друга представляют собой водород, СН3, СН2СООН, СООН, СН2СООК7, СООК7, СН;СО\К К.. СО\К ΙΥ
К3, К4, К5 независимо друг от друга представляют собой водород, СН3, С2Н5,
К6 представляет собой алкильную или арилалкильную цепь, содержащую от 8 до 30 атомов углерода,
О представляет собой алкильную цепь, содержащую от 1 до 8 атомов углерода,
Ζ представляет собой кислород или ΝΚ7,
К7, К8 независимо друг от друга представляют собой водород, алкильную цепь, содержащую от 1 до 8 атомов углерода,
X представляет собой галогенид, выбранный из группы, включающей бромид, хлорид, иодид, фторид или отрицательно заряженный противоион, от 0,09 до 89,99 мол. % по меньшей мере одного анионного мономера; анионные мономеры, которые пригодны в настоящем изобретении, могут быть выбраны из обширной группы; причем эти мономеры могут представлять акриловую, виниловую, малеиновую, фумаровую или аллильную функциональные группы и могут содержать карбоксилатную, фосфонатную, фосфатную, сульфатную или сульфонатную группу или другую анионно заряженную группу; при этом мономер может быть кислым или может быть в форме соли такого мономера либо соответствующего щелочно-земельного металла, либо щелочного металла; примеры подходящих мономеров включают акриловую кислоту, метакриловую кислоту, итаконовую кислоту, кротоновую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту и мономеры кислоты сильного типа, несущие, например, функциональную группу типа сульфокислоты или фосфоновой кислоты, такую как 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота, винилсульфокислота, винилфосфоновая кислота, аллилсульфоновая кислота, аллилфосфоновая кислота, стиролсульфоновая кислота и их водорастворимые соли щелочных металлов, щелочно-земельных металлов и аммония;
и от 10 до 99 мол. % по меньшей мере одного неионного водорастворимого мономера; причем неионные мономеры, которые пригодны в соответствии с настоящим изобретением, могут быть выбраны из группы, включающей водорастворимые мономеры винила; при этом предпочтительные мономеры, принадлежащие к этой категории, предпочтительно выбраны из группы, включающей акриламид и метакриламид, Ν-изопропилакриламид, Ν,Ν-диметилакриламид, Ν-трет-бутилакриламид; а также могут применяться Ν-винилформамид, Ν-винилацетамид, Ν-винилпиридин и/или Ν-винилпирролидон, акрилоилморфолин и акрилоилпирролидон; также можно упомянуть метакрилаты алкилполиэтиленгликоля; при этом предпочтительным неионным мономером будет акриламид.
В одном предпочтительном варианте осуществления
К1, К2 независимо друг от друга представляют собой атом водорода или СН3,
К3 представляет собой водород,
К4, К5 представляют собой СН3,
О представляет собой алкильную цепь, содержащую 2 или 3 атома углерода,
Ζ представляет собой кислород или ΝΗ.
Было неожиданно обнаружено, что можно получить свойства расклинивающего средства, которые превосходят и более выгодны по сравнению с растворами известного уровня техники с применением амфотерного полимера на основе по меньшей мере одного гидрофобного катионного мономера, полученного из акриламида, на основе по меньшей мере одного анионного мономера и на основе по меньшей мере одного неионного водорастворимого мономера.
В частности, жидкости обладают улучшенными реологическими свойствами, при которых со сниженной дозой растворенного полимера жидкости обеспечивают возможность достижения высоких уровней вязкости для скоростей сдвига менее 20 с-1 и низкой вязкости свыше 50 с-1. Они также имеют значе- 3 026370 ния вязкости с высоким выходом, то есть плато высокой вязкости вблизи области нулевого сдвига, что благоприятно для хранения расклинивающего средства в виде суспензии благодаря упругому свойству жидкости.
Ассоциативный амфотерный полимер также позволяет улучшить суспендирующую способность расклинивающих средств, содержащихся в жидкости для гидроразрыва пласта. Другими словами, улучшает суспендирование расклинивающих средств с течением времени.
Предпочтительно ассоциативные полимеры по настоящему изобретению находятся в сухой форме в виде порошка или в виде гранул или в жидкой форме в виде обратной эмульсии или водной дисперсии (эмульсия типа вода в воде).
В соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта может необязательно включать по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество в небольших количествах. Действительно, неожиданно было замечено, что ассоциация указанного ассоциативного амфотерного полимера с небольшим количеством поверхностно-активного вещества улучшает свойства повышения вязкости. В предпочтительном варианте осуществления новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта содержит до 500 частей на миллион по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
В соответствии с этим конкретным вариантом осуществления поверхностно-активное вещество предпочтительно не является вязкоупругим поверхностно-активным веществом из ТО 02/084075.
Жидкость для гидроразрыва пласта может также содержать средства для образования боковой цепи, которые реагируют после закачивания, например, соли поливалентных металлов на основе циркония, алюминия или хрома, средства для последующей привитой сополимеризации, формальдегид, глиоксаль, полиэтиленимины и этиленамины.
В соответствии с настоящим изобретением применяемый полимер не является поперечно сшитым. Его структура может быть линейной, разветвленной, звездчатой или гребнеобразной. Эти структуры могут быть получены путем свободного выбора инициатора, средств переноса, метода полимеризации, такого как регулируемая радикальная полимеризация, включения структурных мономеров, концентрации и т. д.
Например, могут применяться средства для образования боковой цепи, которые способны к сополимеризации с мономерами и предпочтительно мономерами, содержащими множественные полиэтиленовые ненасыщенности (содержащие по меньшей мере две ненасыщенные функциональные группы), например виниловые, аллильные, акриловые и эпоксидные функциональные группы, а примеры, которые могут быть упомянуты, включают метиленбисакриламид (МВА) и триаллиламин.
Амфотерные ассоциативные полимеры, применяемые в настоящем изобретении, представляют собой преимущественно сополимеры, содержащие от 0,05 до 5 мол.% гидрофобного катионного мономера, от 5 до 54,95 мол.% по меньшей мере одного анионного мономера, предпочтительно акриловой кислоты, и/или метакриловой кислоты, и/или 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, и/или их солей, и от 45 до 90 мол.% по меньшей мере одного водорастворимого неионного мономера, предпочтительно акриламида, и/или Ν-изопропилакриламида, и/или Ν,Ν-диметилакриламида, и/или Ν-третбутилакриламида, и/или Ν-винилформамида, и/или Ν-винилпирролидона, и/или акрилоилморфолина, и/или акрилоилпирролидона.
Амфотерные ассоциативные полимеры, применяемые в настоящем изобретении, более предпочтительно представляют собой полимеры, содержащие от 0,05 до 2 мол.% гидрофобного катионного мономера, от 5 до 24,95 мол.% по меньшей мере одного сульфированного анионного мономера, такого как 2акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота и ее соли, от 0 до 30 мол.% анионного карбоксилатного мономера, такого как акриловая кислота и ее соли, и от 45 до 90 мол.% по меньшей мере одного водорастворимого неионного мономера, такого как акриламид.
Гидрофобные катионные мономеры, полученные из акрилов (акрилата или акриламидо), которые являются предпочтительными в настоящем изобретении, представляют собой ^акриламидопропил-Ы^диметил-Ы-додециламмония хлорид (ОМАРА С1(С12)), N-метакриламидопропил-N,N-диметил-Nдодециламмония хлорид (ОМАРМА С1(С12)), N-акриламидопропил-N,N-диметил-N-додециламмония бромид (ОМАРА Вг(С12)), N-метакриламидопропил-N,N-диметил-N-додециламмония бромид (ОМАРМА Вг(С12)), N-акриламидопропил-N,N-диметил-N-октадециламмония хлорид (ОМАРА С1(С18)), Νметакриламидопропил-N,N-диметил-N-октадециламмония хлорид (ОМАРМА С1(С18)), Ν-акриламидопропил-Н^-диметил-Н-октадециламмония бромид (ОМАРА Вг(С18)), N-метакриламидопропил-N,Nдиметил-И-октадециламмония бромид (ОМАРМА Вг(С18)), N-этилгемималеат-N,N-диметил-Nдециламмония бромид, N-этилакрилат-N,N-диметил-N-додециламмония бромид.
Заявитель также разработал новый способ гидроразрыва пласта, характеризующийся закачиванием указанной композиции.
- 4 026370
Композиция жидкости включает по меньшей мере одно расклинивающее средство, загуститель полимерного типа, описанный ранее, и воду, предпочтительно соляной раствор.
Термин соляной раствор обозначает водный раствор, содержащий некоторое количество неорганических солей. Примеры, которые могут быть упомянуты, включают соли натрия, магния или кальция, а также их хлорид-, сульфат-, карбонат-противоионы и т. д.
Расклинивающее средство, такое как песок, керамика, боксит, стеклянные шарики или пропитанный смолой песок, составляет от 0,5 до 40, предпочтительно от 1 до 25 и еще более предпочтительно от 1,5 до 20 вес.% жидкости.
Полимер по настоящему изобретению составляет от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1 и еще более предпочтительно от 0,1 до 0,75 вес.% жидкости.
Водная композиция может включать другие соединения, известные специалистам в данной области техники (приведенные в 8РЕ 152596):
ингибиторы набухания глин, такие как хлорид калия или хлорид холина, биоциды для избегания развития бактерий, в частности сульфатвосстанавливающих бактерий, которые могут образовывать вязкие массы, уменьшающие поверхность контакта со средой; при этом глутаровый альдегид является наиболее часто применяемым, или, в качестве альтернативы, также могут применяться формальдегид или изотиазолиноны, поглотители растворенного кислорода, такие как бисульфит аммония для избегания разрушения других компонентов путем окисления и коррозии труб для закачивания, антикоррозийные добавки для защиты труб от окисления остаточными количествами кислорода; при этом предпочтительным является Ν,Ν-диметилформамид, смазочные материалы, такие как нефтяные дистилляты, железо-хелатирующие средства, такие как лимонная кислота, ЭДТА или фосфонаты, продукты-ингибиторы образования отложений, такие как фосфаты, фосфонаты, полиакрилаты или этиленгликоль, средства, понижающие трение, для снижения падения давления в турбулентной среде и для значительного увеличения скорости потока при одинаковой мощности и диаметре трубы.
Водорастворимые полимеры, используемые в настоящем изобретении, не требуют разработки специфического способа полимеризации. Они могут быть получены с помощью любого метода полимеризации, который хорошо известен специалистам в данной области техники (полимеризация в растворе, суспензионная полимеризация, гель-полимеризация, полимеризация осаждением, эмульсионная (водная или обратная) полимеризация, необязательно с последующим этапом распылительной сушки, суспензионная полимеризация, обратная суспензионная полимеризация, мицеллярная полимеризация, необязательно с последующим этапом осаждения, полимеризация после гидролиза или совместно с гидролизом, полимеризация радикальных матриц или регулируемая радикальная полимеризация.
Полимер предпочтительно находится в форме порошка, обратной эмульсии или водной дисперсии. Если он находится в форме обратной эмульсии или водной дисперсии, он может быть растворен либо непосредственно в соляном растворе, или в жидкости для закачивания, или с помощью способа, описанного в патентном документе США № 2011/0118153, в котором предлагают непрерывное растворение обратных эмульсий водорастворимых полимеров в режиме реального времени.
Если он находится в форме порошка, может происходить растворение, в частности, с помощью устройства, описанного в документе νθ 2008/107492 и поставляемого заявителем под названием Р8И Ро1утег 81юшд Ит!.
Компактная и переносная установка, описанная в заявке на патент νθ 2010/020698, особенно подходит для операций гидроразрыва пласта.
Предметом настоящего изобретения также является также способ гидроразрыва нетрадиционного нефтяного или газового пласта-коллектора, при котором получают жидкость для гидроразрыва пласта, описанную выше, закачивают жидкость под давлением таким образом, чтобы образовать трещины, распределенные перпендикулярно к эксплуатационной скважине.
Необязательно после создания трещин по меньшей мере один окислитель и/или по меньшей мере одно поверхностно-активное соединение закачивают в пласт-коллектор. Предпочтительно будет проводиться закачивание большого количества по меньшей мере одного поверхностно-активного соединения.
Закачивание поверхностно-активного вещества в больших количествах позволяет сильно снизить вязкость, создаваемую полимером, путем разрушения межцепочечных гидрофобных взаимодействий, в то время как закачивание окислителей разрушает полимер. В обоих случаях можно восстановить вязкость жидкости, близкую к таковой у воды.
Если поверхностно-активное вещество закачивают после осуществления способа гидроразрыва пласта, его концентрация составляет по меньшей мере 500 частей на миллион, предпочтительно по меньшей мере 1000 частей на миллион и еще более предпочтительно по меньшей мере 2000 частей на миллион.
Окислители, которые могут быть упомянуты, включают хлорную известь, персульфаты, перманга- 5 026370 наты и перхлораты. Также могут быть использованы окислители замедленного действия.
Химическая природа поверхностно-активного соединения (соединений) не имеет решающего значения. Они могут быть анионными, неионными, амфотерными, цвиттерионными и/или катионными. Предпочтительно поверхностно-активное соединение (соединения) по настоящему изобретению несет анионные заряды.
Предпочтительно применяемые поверхностно-активные соединения выбраны из анионных поверхностно-активных веществ и их амфотерных ионов, выбранных из группы, включающей алкилсульфат, алкилэфирсульфаты, арилалкилсульфат и арилалкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, алкилэфирсульфонаты, арилалкилсульфонаты, арилалкилэфирсульфонаты, алкилфосфаты, алкилэфирфосфаты, арилалкилфосфаты, арилалкилэфирфосфаты, алкилфосфонаты, алкилэфирфосфонаты, арилалкилфосфонаты, арилалкилэфирфосфонаты, алкилкарбоксилаты, алкилэфиркарбоксилаты, арилалкилкарбоксилаты, арилалкилэфиркарбоксилаты, полиэфиралкилы, полиэфирарилалкилы и т. д.
Термин алкильная цепь определяется как разветвленная или неразветвленная цепь из от 6 до 24 атомов углерода, необязательно содержащая несколько фрагментов, которые могут необязательно включать один или несколько гетероатомов (О, Ν, §). Термин арилалкильная цепь обозначает разветвленную или неразветвленную цепь из от 6 до 24 атомов углерода, содержащую одно или несколько ароматических колец и необязательно содержащую один или несколько гетероатомов (О, Ν, §).
Наиболее часто применяемые поверхностно-активные вещества по причинам стоимости, стабильности и доступности относятся к сульфонатному или сульфатному типу и находятся в форме солей щелочного металла или аммония.
Настоящее изобретение и преимущества, получаемые посредством него, будут следовать из следующих примеров осуществления в поддержку прилагаемым графическим материалам.
Фиг. 1 представляет собой график сравнения вязкости в морской воде различных полимеров предшествующего уровня техники по отношению к таковой у полимера, присутствующего в жидкости согласно настоящему изобретению, в зависимости от скорости сдвига при 20°С.
Фиг. 2 представляет собой график сравнения вязкости в морской воде различных полимеров предшествующего уровня техники по отношению к таковой у полимера, присутствующего в жидкости согласно настоящему изобретению, в зависимости от скорости сдвига при 50°С.
Фиг. 3 представляет собой график сравнения вязкости в соляном растворе высокой минерализации различных поперечно не сшитых гуаровых смол относительно таковой у полимера, присутствующего в жидкости согласно настоящему изобретению, в зависимости от скорости сдвига.
Фиг. 4 представляет собой график сравнения вязкости в соляном растворе при различной минерализации поперечно не сшитой гуаровой смолы по отношению к таковой у полимера, присутствующего в жидкости согласно настоящему изобретению, в зависимости от скорости сдвига.
Пример 1.
1. Получение полимера посредством гель-полимеризации.
В химическом стакане растворяют х мол.% гидрофобного катионного мономера, полученного из акриламида, у мол.% акриловой кислоты, ζ мол.% акриламида в воде с получением 30%-ного содержания активного компонента. Вышеупомянутые добавки могут преимущественно быть добавлены в этот момент для улучшения солюбилизации мономеров. Сумма х+у+ζ равна 100. Затем раствор перемешивают, охлаждают и нейтрализуют добавлением соды. Затем раствор помещают в сосуд Дьюара и дегазируют в потоке азота для удаления кислорода.
Полимеризацию инициируют с помощью пары восстановитель/окислитель. Температура растет адиабатически.
Полученный гель оставляют в течение 3 ч в сосуде Дьюара. Затем измельчают и высушивают в течение ночи в сушильном шкафу. Получают белый порошок, который снова измельчают.
2. Получение водного раствора полимера.
Сухой остаток полимера, который должен быть измерен, для того чтобы знать содержание активного вещества: точно взвешивают стеклянный флакон в пределах 0,001 г. Обозначают эту массу М<.. Отвешивают 10 г порошка в стеклянный флакон и помечают совокупную массу М<.+р. Помещают этот стеклянный флакон в печь при 120°С на 2 ч. Через 2 ч при 120°С позволяют флакону остыть в эксикаторе. Взвешивают флакон с массой полученного сухого твердого вещества, обозначенный Мс+,,. Процент сухого вещества X получают путем вычисления
Х=[(Мс+р8-Мс)/(Мс+р-Мс)]*100, выраженное в процентах.
Раствор полимера получают в соответствии со следующим общим протоколом.
Получение исходного раствора, содержащего 10 г/л полимера (продукт по настоящему изобретению или гуаровая смола в форме порошка).
Отвешивают 200-(2/(Х/100)) г соляного раствора, представляющего закачиваемую воду, применяемую при гидроразрыве пласта месторождения, в химический стакан на 400 мл. При помощи механической мешалки перемешивают раствор со скоростью 500 об/мин. 2/(Х/100) г сухого полимера в форме порошка медленно добавляют на стенку вихревой воронки, образованной в результате перемешивания, при комнатной температуре. Раствор перемешивают в течение 2 ч.
- 6 026370
Разбавление исходного раствора с получением раствора, разбавленного до конечной концентрации полимера Υ%.
Υ*100 г исходного раствора 10 г/л берут шприцем и переносят в химический стакан на 400 мл. 100Υ г предварительно полученного соляного раствора добавляют в химический стакан. Затем раствор перемешивают с помощью магнитной мешалки при 250 об/мин в течение 20 мин.
3. Реологическая оценка полимеров.
Оцененные образцы гуаровой смолы представляют собой Есоро1™500 и СЛЕ 27. Эти продукты соответствуют гуаровым смолам, применяемым для гидроразрыва пласта в месторождениях в Соединенных Штатах.
Полимеры, присутствующие в жидкости по настоящему изобретению, пронумерованы от 1 до 4 и описаны в следующей таблице. Для сравнения также оценивают неассоциативный анионный полимер с очень высоким молекулярным весом: полимер 5, а также амфотерный и неассоциативный полимер, описанный в Ж) 02/084075: полимер 6.
| Продук- ты | Акриламид (мол. %) | Акри- лат натрия (мол. %) | Акриламидотретбутилсульфонат натрия (мол. %) | Диаллил- диметил- аммония хлорид (ИАИМАС) (мол. %) | Ассоциативный мономер типа С12Н25 (мол. %) | Μ\ν (млн. г/моль) |
| Полимер 1 | 85 | 14,8 | 0 | 0 | 0,2 | 6-8 |
| Полимер 2 | 85 | 0 | 14,8 | 0 | 0,2 | 4-7 |
| Полимер 3 | 85 | 4,8 | 10 | 0 | 0,2 | 7-10 |
| Полимер 4 | 80 | 4,8 | 15 | 0 | 0,2 | 6-8 |
| Полимер 5 | 75 | 25 | 0 | 0 | 0 | 18-20 |
| Полимер 6 | 80 | 18 | 0 | 2 | 0 | 6-8 |
Реологические свойства определяют с применением реометра Макет БоЫт Сеш1п1 с конфигурацией конус/пластина с углом 2°, 6 см в диаметре. Применяют термоэлектрическую систему нагрева и охлаждения для обеспечения возможности проведения измерения при различных температурах. Экспериментальные условия описаны на каждой из фиг. 1-4.
Вязкость в зависимости от скорости сдвига при различных температурах приведена на фиг. 1-4. Концентрация целевого полимера составляет 2000 частей на миллион.
Комментарии.
Следует отметить, что при 2000 частей на миллион полимера и при низком сдвиге полимеры, применяемые в настоящем изобретении, проявляют вязкость, которая значительно выше, чем для испытанной гуаровой смолы при 20 и 50°С. Она особенно повышается для сдвигов менее 10 с-1, что является свойством, необходимым для удовлетворительного хранения расклинивающего средства в суспензии. Следует отметить, что при свыше 50 с-1 вязкость является низкой для всех оцененных продуктов, что обеспечивает хорошие свойства закачивания.
Применение неассоциативного полимера, а также применение амфотерного неассоциативного полимера является невыгодным.
В отличие от этого и несмотря на высокую соленость следует отметить, что ассоциативный продукт, применяемый в настоящем изобретении, является более вязким в от 100 до 1000 раз в области сдвиговых напряжении, что является приемлемым для суспендирования расклинивающего средства. Вязкость исследованных гуаровых смол является практически одинаковой при любой минерализации соляного раствора.
Полимер, применяемый в настоящем изобретении, имеет более высокую вязкость, чем у испытанной гуаровой смолы, при любой минерализации применяемого соляного раствора. При любой минерализации воды, применяемой для получения жидкости для воздействия, полимер, применяемый в настоящем изобретении, таким образом, имеет лучшую суспендирующую способность и во всех случаях сохраняет улучшенную суспендирующую способность, в частности, при низком сдвиге.
Даже при высокой минерализации вязкость полимера, применяемого в настоящем изобретении, остается значительно выше, чем для других испытанных полимеров.
Пример 2. Испытание оседания песка.
Растворы 230 г полимера при 3000 частей на миллион в синтетической морской воде получают в соответствии с протоколом, описанным ранее. 20 г песка, применяемого в проектах гидроразрыва пласта, добавляют к каждому раствору. Затем растворы перемешивают при помощи механической мешалки при 400 об/мин в течение 5 мин. Затем каждый раствор переносят в мерный цилиндр на 250 мл, и в то же время запускают таймер. Время, соответствующее полному оседанию песка, записывают и приводят в таблице ниже.
- 7 026370
| Продукты | Время оседания для 20 г песка |
| Есоро1500 | Менее 2 минут |
| Полимер 1 | 15 минут |
| Полимер 2 | 20 минут |
| Полимер 4 | 25 минут |
| Полимер 6 | Менее 2 минут |
Время оседания песка гораздо больше для продуктов по настоящему изобретению, чем для гуаровой смолы. Продукты по настоящему изобретению обладают значительно лучшей песоксуспендирующей способностью, чем гуаровая смола.
Ухудшение вязкости за счет добавления поверхностно-активного вещества после гидроразрыва пласта.
На этапе добычи после того, как песок был введен, вязкость полимера должна быть снижена для облегчения размещение песка в трещинах. Как правило, применяют закачивание окислителя для разрушения полимера и для восстановления вязкости жидкости, близкой к таковой у воды.
Для того чтобы продемонстрировать воздействие поверхностно-активных веществ на растворы полимеров в присутствии песка, использовали тот же протокол осаждения. 10%-ный раствор поверхностноактивного вещества (додецилсульфат натрия (8Б8)) добавляют (5 г, т.е. 2000 частей на миллион) при перемешивании за 30 с до переноса в мерный цилиндр. Время, соответствующее полному оседанию песка, записывают и приводят в следующей таблице.
| Продукты | Время оседания для 20 г песка |
| Есоро1500 | Менее 2 минут |
| Полимер 1+ | Менее 2 минут |
| Полимер 2 + δϋδ | Менее 2 минут |
| Полимер 4 + δϋδ | Менее 2 минут |
| Полимер 6 | Менее 2 минут |
Следует отметить, сравнивая эту таблицу с предыдущими результатами, что добавление достаточного количества 8Б8 после гидроразрыва пласта существенно снижает время оседания песка. Таким образом, преимущественным является применение полимера по настоящему изобретению для обеспечения его свойств относительно песчаного расклинивающего средства, а также для простоты дальнейшего снижения вязкости раствора путем добавления поверхностно-активного вещества после гидроразрыва пласта.
Пример 3. Измерение вязкости жидкости для гидроразрыва пласта после добавления поверхностноактивного вещества и перед закачиванием.
Полимер 1 растворяют в водном растворе, содержащем воду и 30 г/л ЫаС1. Концентрация полимера составляет 5000 частей на миллион.
Аналогичные растворы были получены с полимерами 3, 4 и 6.
Вязкость каждого из этих полимерных растворов была измерена вискозиметром ВгоокПек! БУТ при
20°С.
Затем 350 частей на миллион 8Б8 добавляют к каждому из полимерных растворов.
Вязкость каждого из этих полимерных растворов, содержащих 8Б8, была измерена вискозиметром ВгоокйеЫ БУТ при 20°С.
После добавления 8Б8 вязкость растворов, содержащих полимеры 1, 3 и 4, увеличилась на 250, 230 и 280% соответственно. С другой стороны, никаких изменений в вязкости не было замечено в растворе, содержащем полимер 6 известного уровня техники.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Жидкость для гидроразрыва пласта, содержащая в растворе в воде расклинивающее средство и ассоциативный амфотерный полимер, при этом указанный полимер имеет молекулярный вес по меньшей мере 1000000 и содержит от 0,01 до 10 мол.% по меньшей мере одного катионного мономера общей формулы I, полученного из акриламида, содержащего гидрофобную цепь, в которой К1, К2 независимо друг от друга представляют собой водород, СН3, СН2СООН, СООН,- 8 026370СН2СООК7, СООК7, СН2СОХК7К8, СОХК7К8,КЗ, К4, К5 независимо друг от друга представляют собой водород, СН3, С2Н5,Кб представляет собой алкиленовую или арилалкильную группу, содержащую от 8 до 30 атомов углерода,0 представляет собой алкиленовую цепь, содержащую от 1 до 8 атомов углерода,Ζ представляет собой кислород или ΝΚ7,К7, К8 независимо друг от друга представляют собой водород, алкильную группу, содержащую от 1 до 8 атомов углерода,X представляет собой галогенид, выбранный из группы, включающей бромид, хлорид, иодид, фторид, или отрицательно заряженный противоион, от 0,09 до 89,99 мол.% по меньшей мере одного анионного мономера и от 10 до 99 мол.% по меньшей мере одного неионного водорастворимого мономера.
- 2. Жидкость для гидроразрыва пласта по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит до 500 частей на миллион по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
- 3. Жидкость для гидроразрыва пласта по п.1 или 2, отличающаяся тем, чтоК1, К2 независимо друг от друга представляют собой атом водорода или СН3,К3 представляет собой водород,К4, К5 представляют собой СН3,О представляет собой алкиленовую цепь, содержащую 2 или 3 атома углерода,Ζ представляет собой кислород или ΝΗ.
- 4. Жидкость для гидроразрыва пласта по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что расклинивающее средство выбрано из группы, включающей песок, керамику, боксит, стеклянные гранулы и пропитанный смолой песок.
- 5. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что расклинивающее средство составляет от 0,5 до 40, предпочтительно от 1 до 25 и преимущественно от 1,5 до 20 вес.% жидкости.
- 6. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что полимер составляет от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1 и преимущественно от 0,1 до 0,75 вес.% жидкости.
- 7. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что катионные мономеры выбраны из группы, включающей ^акриламидопропил-^^диметилдодециламмония хлорид (ΌΜΛΡΆ С1(С12)), ^метакриламидопропил-^^диметил-^додециламмония хлорид (ΌΜΛΡΜΆ С1(С12)), ^акриламидопропил-^^диметил-^додециламмония бромид (ΌΜΛΡΆ Вг(С12)), ^метакриламидопропил-^^диметил-^додециламмония бромид (ΌΜΛΡΜΆ Вг(С12)), Νакриламидопропил-^^диметил-^октадециламмония хлорид (ΌΜΛΡΆ С1(С18)), Ν-метакриламидопропил^^-диметил-^октадециламмония хлорид (ΌΜΛΡΜΆ С1(С18)), ^акриламидопропил-Ы^диметил-Н-октадециламмония бромид (ΌΜΛΡΆ Вг(С18)), N-метакриламидопропил-N,N-диметил-Nоктадециламмония бромид (ΌΜΛΡΜΆ Вг(С18)), N-этилгемималеат-N,N-диметил-N-дециламмония бромид, N-этилакрилат-N,N-диметил-N-додециламмония бромид.
- 8. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что анионные мономеры выбраны из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, итаконовую кислоту, кротоновую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту, 2-акриламидо-2метилпропансульфоновую кислоту, винилсульфоновую кислоту, винилфосфоновую кислоту, аллилсульфоновую кислоту, аллилфосфоновую кислоту, стиролсульфоновую кислоту и их водорастворимые соли щелочных металлов, щелочно-земельных металлов и аммония.
- 9. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что неионные мономеры выбраны из группы, включающей акриламид и метакриламид, Νизопропилакриламид, Ν,Ν-диметилакриламид, Ν-трет-бутилакриламид, Ν-винилформамид, Νвинилацетамид, Ν-винилпиридин и/или Ν-винилпирролидон, акрилоилморфолин, акрилоилпирролидон и метакрилаты алкилполиэтиленгликоля.
- 10. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из пп.1-б, отличающаяся тем, что полимер содержит от 0,05 до 5 мол.% гидрофобного катионного мономера, от 5 до 54,95 мол.% по меньшей мере одного анионного мономера преимущественно акриловой кислоты, и/или метакриловой кислоты, и/или 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, и/или их солей, а также от 45 до 90 мол. % по меньшей мере одного водорастворимого неионного мономера преимущественно акриламида, и/или Ν-изопропилакриламида, и/или Ν,Ν-диметилакриламида, и/или Νтрет-бутилакриламида, и/или Ν-винилформамида, и/или Ν-винилпирролидона, и/или акрилоилморфолина, и/или акрилоилпирролидона.
- 11. Жидкость для гидроразрыва пласта по одному из пп.1-б, отличающаяся тем, что полимер содержит- 9 026370 от 0,05 до 2 мол.% гидрофобного катионного мономера, от 5 до 24,95 мол.% по меньшей мере одного сульфированного анионного мономера, такого как 2акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота и ее соли, от 0 до 30 мол.% анионного карбоксилатного мономера, такого как акриловая кислота и ее соли, и от 45 до 90 мол.% по меньшей мере одного водорастворимого неионного мономера, такого как акриламид.
- 12. Способ гидроразрыва нетрадиционного нефтяного или газового пласта-коллектора, при котором получают жидкость для гидроразрыва пласта по одному из пп. 1 -9, закачивают жидкость под давлением таким образом, чтобы образовать трещины, распределенные перпендикулярно к эксплуатационной скважине.
- 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что затем в пласт-коллектор закачивают по меньшей мере один окислитель и/или по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1253029A FR2988730B1 (fr) | 2012-04-03 | 2012-04-03 | Nouvelle composition aqueuse de fluide de fracturation et procede de fracturation mettant en oeuvre le fluide |
| US201261635534P | 2012-04-19 | 2012-04-19 | |
| PCT/FR2013/050583 WO2013150203A1 (fr) | 2012-04-03 | 2013-03-19 | Nouvelle composition aqueuse de fluide de fracturation et procede de fracturation mettant en oeuvre le fluide |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201491604A1 EA201491604A1 (ru) | 2015-03-31 |
| EA026370B1 true EA026370B1 (ru) | 2017-03-31 |
| EA026370B9 EA026370B9 (ru) | 2017-05-31 |
Family
ID=46149656
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201491604A EA026370B9 (ru) | 2012-04-03 | 2013-03-19 | Новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта, с помощью которого данную жидкость приводят в действие |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9249352B2 (ru) |
| EP (1) | EP2834320B1 (ru) |
| CN (1) | CN104185670A (ru) |
| AU (1) | AU2013244888B2 (ru) |
| CA (1) | CA2868213C (ru) |
| EA (1) | EA026370B9 (ru) |
| FR (1) | FR2988730B1 (ru) |
| PL (1) | PL2834320T3 (ru) |
| WO (1) | WO2013150203A1 (ru) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104974298B (zh) * | 2014-04-10 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 |
| CN104974737B (zh) * | 2014-04-10 | 2018-09-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 |
| CN104974306B (zh) * | 2014-04-10 | 2017-11-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 |
| EP3240854A4 (en) * | 2014-12-31 | 2018-08-15 | Kemira Oyj | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof |
| CN104694114B (zh) * | 2015-02-27 | 2018-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超分子清洁压裂液及其制备方法与应用 |
| CN106543353A (zh) * | 2015-09-23 | 2017-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚合物稠化剂及其制备方法和应用 |
| CN105441041B (zh) * | 2015-11-29 | 2018-05-25 | 辽宁石油化工大学 | 一种钻井液用阳离子型封堵剂及其制备方法 |
| CN105837720A (zh) * | 2016-04-01 | 2016-08-10 | 孙安顺 | 压裂用树脂填充剂及制备方法 |
| CN109863221B (zh) * | 2016-09-14 | 2021-12-24 | 罗地亚经营管理公司 | 用于油气井增产的聚合物共混物 |
| CN106833602B (zh) * | 2017-02-17 | 2019-10-18 | 北京大学 | 一种atrp功能性改性支撑剂及其制备方法 |
| FR3063292B1 (fr) | 2017-02-24 | 2020-01-31 | S.P.C.M. Sa | Suspension polyphasique de polymere et son utilisation |
| FR3064004B1 (fr) | 2017-03-20 | 2019-03-29 | S.P.C.M. Sa | Forme cristalline hydratee de l'acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique |
| CN109748991B (zh) * | 2017-11-03 | 2021-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用 |
| WO2019233947A1 (en) * | 2018-06-06 | 2019-12-12 | Basf Se | Associative copolymers with hydrophobic quaternized (meth)acrylamide and (meth)acrylic acid derivatives |
| WO2019233948A1 (en) * | 2018-06-06 | 2019-12-12 | Basf Se | Associative copolymers with hydrophobic quaternized (meth)acrylamide and (meth)acrylic acid derivatives |
| CN108976366B (zh) * | 2018-08-13 | 2021-04-02 | 河南祥盛陶粒有限公司 | 一种疏水性覆膜支撑剂及其制备方法和应用 |
| CN110183573B (zh) * | 2019-06-10 | 2019-12-31 | 西南石油大学 | 一种阳离子聚合物增稠剂、制备方法及用于耐高温压裂液 |
| FR3102479B1 (fr) * | 2019-10-28 | 2021-10-22 | S N F Sa | Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique |
| US20230357627A1 (en) * | 2019-11-13 | 2023-11-09 | Spcm Sa | Composition for oil and gas recovery |
| CN113583653A (zh) | 2020-04-30 | 2021-11-02 | 爱森（中国）絮凝剂有限公司 | 新型含水压裂流体组合物和使用该组合物的压裂方法 |
| CN114790386A (zh) * | 2021-01-25 | 2022-07-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐高温氯化钙加重聚合物压裂液基液、交联冻胶及其应用 |
| CN113563509B (zh) * | 2021-09-26 | 2021-12-07 | 山东诺尔生物科技有限公司 | 一种制备压裂稠化剂的组合物、压裂稠化剂及其制备方法 |
| CN116426261A (zh) * | 2021-12-30 | 2023-07-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 聚合物稠化剂及其制备和应用 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002084075A1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-10-24 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| WO2005100423A1 (fr) * | 2004-04-07 | 2005-10-27 | Snf Sas | Nouveaux polymeres amphoteres associatifs de haut poids moleculaire et leurs applications |
| FR2945542A1 (fr) * | 2009-05-18 | 2010-11-19 | Snf Sas | Nouvelles formulations de polymeres hydrosolubles et additifs stabilisants permettant l'injection d'un compose unique utilisables dans les fluides d'injections pour la recuperation assistee chimique du petrole |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB951147A (en) | 1960-10-26 | 1964-03-04 | Dow Chemical Co | Well fracturing |
| US3727689A (en) | 1972-02-09 | 1973-04-17 | Phillips Petroleum Co | Hydraulic fracturing |
| US3841402A (en) | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Fracturing with radiation-induced polymers |
| US4033415A (en) | 1973-03-30 | 1977-07-05 | Halliburton Company | Methods for fracturing well formations |
| US3938594A (en) | 1974-04-08 | 1976-02-17 | Marathon Oil Company | Fracturing fluid |
| US3888312A (en) | 1974-04-29 | 1975-06-10 | Halliburton Co | Method and compositions for fracturing well formations |
| US4432881A (en) | 1981-02-06 | 1984-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-dispersible hydrophobic thickening agent |
| US4801389A (en) | 1987-08-03 | 1989-01-31 | Dowell Schlumberger Incorporated | High temperature guar-based fracturing fluid |
| US6579947B2 (en) * | 2001-02-20 | 2003-06-17 | Rhodia Chimie | Hydraulic fracturing fluid comprising a block copolymer containing at least one water-soluble block and one hydrophobic block |
| FR2826015A1 (fr) | 2001-06-18 | 2002-12-20 | Schlumberger Services Petrol | Solutions aqueuses de polymere qui viscosifient de maniere reversible ou se transforment en gel de maniere reversible, sous l'effet d'un cisaillement |
| US7205262B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-04-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction reducing composition and method |
| CN100393762C (zh) * | 2005-09-29 | 2008-06-11 | 中国科学院成都有机化学有限公司 | 一种复合阳离子疏水缔合水溶性聚合物 |
| FR2922214B1 (fr) | 2007-10-12 | 2010-03-12 | Spcm Sa | Dispositif pour la dispersion dans l'eau de polymeres hydrosolubles, et procede mettant en oeuvre le dispositif |
| FR2948964B1 (fr) | 2009-08-07 | 2011-09-30 | Spcm Sa | Methode de dissolution continue d'emulsions de polyacrylamides pour la recuperation assistee du petrole (rap) |
| FR2951493B1 (fr) | 2009-10-19 | 2011-12-09 | Snf Holding Company | Materiel de dissolution rapide de polyacrylamides en poudre pour des operations de fracturation |
| CN102286128A (zh) * | 2009-12-31 | 2011-12-21 | 中国科学院成都有机化学有限公司 | 一种阳离子疏水缔合聚丙烯酰胺“水包水”乳液 |
-
2012
- 2012-04-03 FR FR1253029A patent/FR2988730B1/fr active Active
-
2013
- 2013-03-15 US US13/838,858 patent/US9249352B2/en active Active
- 2013-03-19 EA EA201491604A patent/EA026370B9/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-03-19 EP EP13719901.4A patent/EP2834320B1/fr active Active
- 2013-03-19 CA CA2868213A patent/CA2868213C/en active Active
- 2013-03-19 AU AU2013244888A patent/AU2013244888B2/en not_active Ceased
- 2013-03-19 CN CN201380015800.4A patent/CN104185670A/zh active Pending
- 2013-03-19 PL PL13719901T patent/PL2834320T3/pl unknown
- 2013-03-19 WO PCT/FR2013/050583 patent/WO2013150203A1/fr active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002084075A1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-10-24 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| WO2005100423A1 (fr) * | 2004-04-07 | 2005-10-27 | Snf Sas | Nouveaux polymeres amphoteres associatifs de haut poids moleculaire et leurs applications |
| FR2945542A1 (fr) * | 2009-05-18 | 2010-11-19 | Snf Sas | Nouvelles formulations de polymeres hydrosolubles et additifs stabilisants permettant l'injection d'un compose unique utilisables dans les fluides d'injections pour la recuperation assistee chimique du petrole |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2988730B1 (fr) | 2015-01-16 |
| FR2988730A1 (fr) | 2013-10-04 |
| US9249352B2 (en) | 2016-02-02 |
| WO2013150203A1 (fr) | 2013-10-10 |
| EA201491604A1 (ru) | 2015-03-31 |
| EP2834320A1 (fr) | 2015-02-11 |
| AU2013244888A1 (en) | 2014-10-16 |
| CA2868213C (en) | 2019-09-24 |
| AU2013244888B2 (en) | 2016-05-12 |
| EP2834320B1 (fr) | 2018-02-21 |
| PL2834320T3 (pl) | 2018-06-29 |
| CN104185670A (zh) | 2014-12-03 |
| US20130255954A1 (en) | 2013-10-03 |
| EA026370B9 (ru) | 2017-05-31 |
| CA2868213A1 (en) | 2013-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA026370B1 (ru) | Новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта, с помощью которого данную жидкость приводят в действие | |
| US10968171B2 (en) | Fracturing fluid comprising a (co)polymer of a hydrated crystalline form of 2-acrylamido-2-methylpropane sulphonic acid and hydraulic fracturing method | |
| RU2492210C2 (ru) | Добавление цвиттерионного поверхностно-активного вещества к водорастворимому полимеру для повышения стабильности полимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества | |
| AU2006258849B2 (en) | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods | |
| RU2673832C2 (ru) | Жидкости для гидроразрыва на основе ассоциативных полимеров и лабильных поверхностно-активных средств | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| CA2972424A1 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
| US20040266629A1 (en) | Polymer solutions with shear reversible properties | |
| CN105283522A (zh) | 用于强化烃采收的聚合物 | |
| WO2012061147A1 (en) | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers | |
| Ma et al. | Comparison of an emulsion-and solution-prepared acrylamide/AMPS copolymer for a fluid loss agent in drilling fluid | |
| US11618848B2 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturation | |
| US9688908B2 (en) | Temperature-stable, electrolytic hydrogel and method for stimulating crude oil and natural gas deposits | |
| BR112021008597A2 (pt) | processo para recuperação aprimorada de petróleo e fluido de injeção destinado ao uso no referido processo | |
| US11560510B2 (en) | Aqueous fracturing fluid composition and fracturing process using the composition | |
| RU2816318C2 (ru) | Обратная эмульсия для гидравлического разрыва | |
| Mimouni | Impact of salt-tolerant friction reducers on shale stability and fracture conductivity |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Publication of the corrected specification to eurasian patent | ||
| 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 KG TJ TM |