EA027994B1 - Сшивающие агенты для жидкостей гидроразрыва - Google Patents

Сшивающие агенты для жидкостей гидроразрыва Download PDF

Info

Publication number
EA027994B1
EA027994B1 EA201391297A EA201391297A EA027994B1 EA 027994 B1 EA027994 B1 EA 027994B1 EA 201391297 A EA201391297 A EA 201391297A EA 201391297 A EA201391297 A EA 201391297A EA 027994 B1 EA027994 B1 EA 027994B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
crosslinking agent
polymer
fluid
boron
guar
Prior art date
Application number
EA201391297A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201391297A1 (ru
Inventor
Ли Цзян
Майкл Д. Пэррис
Ричард Д. Хатчинс
Хавьер Санчес Рейес
Кристина Д. Мартин
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В., Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лимитед filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA201391297A1 publication Critical patent/EA201391297A1/ru
Publication of EA027994B1 publication Critical patent/EA027994B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • 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
    • 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
    • C09K8/905—Biopolymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/28—Friction or drag reducing additives

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)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Silicon Polymers (AREA)
  • Treatments Of Macromolecular Shaped Articles (AREA)
  • Silicon Compounds (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)

Abstract

Способ приготовления скважинной жидкости, включающий введение гидратируемого полимера и введение сшивающего агента, состоящего из, по меньшей мере, кремнеземистого материала, где сшивающий агент имеет размеры от примерно 5 до примерно 100 нм.

Description

Общепринятой практикой для улучшения или увеличения добычи нефтяных и газовых углеводородов из скважин, пробуренных в подземных формациях, было закачивание вязкой жидкости под высоким давлением в буровую скважину для растрескивания формации и нагнетания жидкости для гидроразрыва в эти трещины. Жидкость для гидроразрыва также используется для переноса песка или других типов частиц, называемых проппантами, для удерживания трещин открытыми после сброса давления. Трещины, удерживаемые открытыми с помощью проппанта, обеспечивают дополнительные пути, по которым нефть или природный газ выходят в ствол скважины, что, в свою очередь, увеличивает добычу нефти и/или природного газа из скважины.
Для получения вязкой жидкости в воду или водный раствор добавляют загуститель (или агент увеличения вязкости), такой как полимер. Известен ряд полимеров, пригодных для этих целей, включая ряд полисахаридов. Вязкость может быть затем значительно увеличена путем сшивания полимерных молекул с образованием вязкоупругого геля. Этот способ находит конкретное применение в добыче углеводородов, таких как нефть и природный газ, из пластового резервуара, который представляет собой подземную геологическую формацию, с помощью пробуренной скважины, проходящей через нефтегазоносный пласт-коллектор. В данной области техники одним из коммерчески очень значимых применений загущенных жидкостей является использование для гидроразрыва подземного пласта. Полимерный загуститель может (1) способствовать предупреждению просачивания жидкости в пласт, (2) помогать в передаче давления гидроразрыва на поверхности скальных пород и (3) способствовать суспендированию и переносу в пласт материалов проппантов, которые остаются в разломах и тем самым удерживают трещины открытыми при сбросе гидравлического давления.
Дополнительные области применения загущенных жидкостей в связи с добычей углеводородов могут включать кислотную обработку, предотвращение потерь жидкости, изменение направления потоков, зональную изоляцию и размещение гравийной набивки. Гравийная набивка представляет собой процесс размещения некоторого объема зернистого материала, часто грубозернистого песка, в стволе скважины и, возможно, с незначительным распространением в окружающую породу. Зернистый материал, используемый для образования гравийной набивки, может транспортироваться на место в виде суспензии в загущенной жидкости. После доставки на место гравийная набивка выполняет роль фильтра для тонкодисперсных частиц, чтобы они не захватывались добытым флюидом.
Сшивание полимерных материалов затем служит для повышения вязкости и удерживающей способности жидкости разрыва, а также для увеличения ее высокотемпературной стабильности. Типичные сшивающие агенты включают растворимые соединения бора, циркония и титана. Также использовались соединения хрома и алюминия. Вязкость растворов гуаровой смолы и подобных загустителей может быть значительно увеличена путем их сшивания борной кислотой или другими борсодержащими материалами. Таким образом, сшитые бором растворы гуаровой смолы пригодны для использования в качестве жидкостей для гидроразрыва.
Исторически, как описано в патентах США №№ 6310104 и 6372805, аморфные боросиликатные частицы с размерами в области 10-20 нм и в диапазоне концентраций 20-40 мас.% в водном растворителе использовались в бумажной промышленности. Монодисперсию получают путем прибавления водной кремнекислоты к водному раствору оксида бора при продолжительном перемешивании, с последующим выделением водных коллоидов, содержащих аморфные, не стеклообразные, боросиликатные наносферы. Эти продукты использовались в бумажной промышленности для увеличения степени конверсии древесины в бумагу путем обеспечения удерживания волокон сырьевого материала, используемых в процессе, и включения их в готовый бумажный лист. Они также способствуют улавливанию волокон сырьевого материала в вырабатываемом бумажном листе и минимизации потерь ценных ресурсов, приводящих к образованию отходов. Кроме того, они усиливают удаление воды из бытовых стоков, что уменьшает расход топлива на транспортировку шламов. Однако ни одна из вышеназванных ссылок не указывает, что аморфный боросиликат может быть использован как сшивающий агент для скважинной композиции, используемой для обработки подземного пласта.
Вязкость таких сшитых гелей может быть уменьшена с помощью механического сдвига (т.е., они являются разжижающимися при сдвиге), но гели, сшитые соединениями бора, могут спонтанно восстанавливаться после воздействия высоких сдвиговых нагрузок. Это свойство обратимости делает сшитые бором гели особенно привлекательными, и они находят широкое применение. Дополнительно, общие характеристики жидкости для гидроразрыва тесно связаны с химией сшивания, приводящего к образованию вязкого геля. Сшитые боратами гелевые жидкости для гидроразрыва типично используют боратный анион для сшивания гидратированных полисахаридных полимеров и, таким образом, обеспечивают повышенную вязкость. Сшитый полимер может быть затем подвергнут химическому обращению путем изменения рН жидкой системы. Это свойство обратимости сшитых боратами полимерных жидкостей
- 1 027994 может более эффективно повышать эффективность последующей стадии очистки и, таким образом, потенциально приводить к восстановлению хорошей проницаемости и проводимости.
В общем, желательным является достижение требуемой вязкости при низкой концентрации материалов-загустителей для уменьшения стоимости материалов и уменьшения количества материала, который нагнетается под землю и может требовать удаления с помощью последующей операции очистки. Также бор и металлы в достаточных концентрациях могут быть токсичными для окружающей среды и потому желательно снизить до минимума количество используемого борного или металлического сшивающего агента.
Дополнительно, желательно разработать новый материал сшивающего агента, который бы совершенно не содержал бора или, альтернативно, использовал нерастворимую форму бора с электронной конфигурацией, идентичной буре, чтобы хорошо изученная химия сшивания бором могла оставаться неизменной.
Сущность изобретения
Существует потребность, являющаяся предметом приведенного тут описания, в скважинной композиции и в способе приготовления и/или применения скважинной композиции, для решения вышеуказанных проблем.
Вышеуказанные и другие проблемы решаются данной заявкой, варианты исполнения которой относятся к способу приготовления скважинной жидкости, включающему введение гидратируемого полимера и введение сшивающего агента, состоящего из, по меньшей мере, кремнеземистого материала, где сшивающий агент имеет размеры от примерно 5 до примерно 100 нм.
Варианты исполнения, описанные тут, предусматривают способ обработки ствола скважины или подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий введение скважинной композиции в ствол скважины или подземный пласт, где скважинная композиция состоит из, по меньшей мере, гидратируемого полимера и сшивающего агента, причем сшивающий агент состоит из, по меньшей мере, кремнеземистого материала, сшивающий агент имеет размеры от примерно 5 до примерно 100 нм.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой реологический профиль для примера 1, состоящего из 5 частей на миллион (ч/млн) сшитой боросиликатной коллоидной дисперсии 30 фунтов/1000 амер.галлонов (3,6 г/л) гуара при 130°Р (54,4°С) при постоянном давлении 200 рма (1,38 МПа) и скорости сдвига 100/с (рН 9,1).
Фиг. 2 изображает реологический профиль для примера 2, состоящего из сшитой 12,4 ч/млн боросиликатной коллоидной дисперсии 30 фунтов/1000 амер.галлонов (3,6 г/л) гуара при 120°Р (48,9°С) при скачкообразном изменении давления от давления окружающей среды до 20000 рк1а (137,9 МПа) и скорости сдвига 100/с (рН 9,4).
Детальное описание
Вначале следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта исполнения необходимы многочисленные специфические для исполнения технические решения для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие ассоциированным с системой и бизнесом ограничениям, которые будут меняться для разных случаев применения. Кроме того, следует понимать, что такие конструкторские работы могут быть сложными и требовать больших затрат времени, но тем не менее будут рутинной работой для рядовых специалистов в данной области техники, которые могут пользоваться данным описанием. Кроме того, используемая/раскрытая тут композиция может также содержать некоторые компоненты, отличные от указанных тут. В разделе сущности изобретения и в данном детальном описании, каждое численное значение должно рассматриваться сначала как модифицированное термином примерно (если оно не было уже явным образом так модифицировано), и затем повторно рассматриваться как не модифицированное таким образом, если иное не следует из контекста. Также, в разделе сущности изобретения и в данном детальном описании, следует понимать, что диапазон концентраций, указанный или описанный как полезный, пригодный и т.п., подразумевает, что любые и все значения концентрации в данном диапазоне, включая конечные точки, должны рассматриваться как четко указанные. Например, диапазон значений от 1 до 10 следует понимать как указывающий любое и все возможные числа в континууме от примерно 1 до примерно 10. Таким образом, даже если будут явным образом указаны конкретные точки данных в диапазоне значений, или даже не будут указаны точки данных в диапазоне значений, или будет указано лишь несколько конкретных значений, следует понимать, что авторы изобретения считают и подразумевают, что любые и все точки данных в данном диапазоне должны рассматриваться как четко указанные, и что авторы изобретения владеют данными, охватывающими весь диапазон значений и все точки диапазона.
В значении, используемом в описании и формуле изобретения, около включает при.
Следующие определения приведены в помощь квалифицированным специалистам в данной области техники для понимания детального описания.
Термин обработка или обрабатывать относится к любой подземной операции, в которой используется жидкость в сочетании с желательной функцией и/или для достижения требуемой цели. Термин обработка или обрабатывать не подразумевает какого-либо конкретного действия с боку жидкости.
- 2 027994
Термин разрыв относится к процессу и способам разрушения геологической формации и создания трещины, т.е., скальной породы вокруг ствола скважины, путем закачивания жидкости под очень высоким давлением (давление выше определенного давления смыкания пласта), с целью увеличения производительности или скорости нагнетания в резервуар углеводородов. Способы разрыва в остальном используют обычные методики, известные специалистам.
Сшиватель или сшивающий агент представляет собой соединение, смешиваемое с базовой жидкостью для геля для получения вязкого геля. В соответствующих условиях, сшивающий агент реагирует с многоцепочечным полимером, связывая молекулы, с образованием сшитой полимерной жидкости с высокой, но точно регулируемой вязкостью.
Термин гидроразрыв в используемом в данной заявке значении относится к методу, предусматривающему закачивание жидкостей в скважину под давлениями и при скоростях подачи, достаточно высоких для растрескивания скальной породы и создания направленных в противоположные стороны (оррозίη§) трещин, простирающихся на расстояние до 300 м (1000 футов) или больше во все стороны от буровой скважины. Позже, песок или керамические твердые частицы, называемые проппант, переносятся жидкостью для заполнения трещины, поддерживая ее в открытом состоянии после прекращения закачивания и снижения давления.
В используемом тут значении, используется новая схема нумерации групп Периодической таблицы элементов, описанная в Οιοιηίοαΐ апб Епдшееппд Ые^з, 63(5), 27 (1985).
В используемом тут значении, термин жидкая композиция или жидкая среда относится к материалу, являющемуся жидким в условиях использования. Например, жидкая среда может относиться к воде и/или органическому растворителю, находящемуся выше точки замерзания и ниже точки кипения материала при данном давлении. Жидкая среда может также относиться к надкритической жидкости.
В используемом тут значении, термины полимер или олигомер используются взаимозаменяемо, если не указано иное, и оба относятся к гомополимерам, сополимерам, истинным сополимерам, терполимерам и т.п. Аналогично, сополимер может относиться к полимеру, содержащему по меньшей мере два мономера, необязательно, с другими мономерами. Когда полимер описывается как содержащий мономер, этот мономер присутствует в полимере в форме полимеризованного мономера или в форме, производной от мономера. Однако для упрощения описания, в качестве сокращенного обозначения используется фраза, включающая данный (соответствующий) мономер и т.п.
Терминология и фразеология, используемые в данном документе, применяются только с целью описания и не должны истолковываться как ограничивающие объем притязаний. Предусматривается, что такие понятия, как включающий, содержащий, имеющий, имеющий в составе или включающий в себя, и их варианты, используются в широком смысле и охватывают следующий за ними предмет описания, эквиваленты, и дополнительные не упомянутые предметы.
В данном документе описывается способ обработки скважины, который включает способ приготовления скважинной жидкости, включающий введение гидратируемого полимера и введение сшивающего агента, состоящего из, по меньшей мере, кремнеземистого материала, где сшивающий агент имеет размеры от примерно 5 до примерно 100 нм.
Полимер.
В определенных вариантах исполнения настоящей заявки жидкость для обработки скважины включает по меньшей мере один полимер (также называемый загуститель) и по меньшей мере один сшивающий агент, причем полимер и сшивающий агент реагируют в соответствующих условиях с образованием сшитого полимера. Полимер не должен преждевременно подвергаться сшивке до желательного момента застывания. Полимер может быть гидратируемым полимером, таким как полисахарид.
Гидратируемый полимер может быть высокомолекулярным водорастворимым полисахаридом, содержащим цис-гидроксильные группы, которые могут участвовать в комплексообразовании со сшивающим агентом. Без ограничений, пригодные полисахариды включают полисахариды, имеющие молекулярный вес в интервале значений от примерно 200000 до примерно 3000000 Да, такой как, например, от примерно 500000 до примерно 2500000 Да и от примерно 1500000 до 2500000 Да.
Полисахариды, имеющие смежные цис-гидроксильные группы, в целях настоящей заявки включают такие полисахариды, как галактоманнаны. Термин галактоманнаны относится в различных аспектах к полисахаридам природного происхождения, выделенным из различных эндоспермов семян. Они состоят преимущественно из Ό-маннозных и Ό-галактозных звеньев. Они обладают в общем схожими физическими свойствами, такими как являются растворимыми в воде с образованием густых высоковязких растворов, которые обычно могут быть желированы (сшиты) путем прибавления таких неорганических солей, как бура. Примеры некоторых растений, дающих семена, содержащие галактоманнановые смолы, включают Тага, Нш/асйе, рожковое дерево, Ро1а уетбе, делоникс царственный (Р1ате 1гее), гуар (растение), гледичию трехколючковую (Нопеу 1осиз1), люцерну, кентуккийское кофейное дерево, софору японскую, индигоферу, 1еппа, КаШейох, клевер, семена Репетдтик и шелуху соевых бобов. Смола поставляется в удобной для использования форме в виде дисперсного материала, а примеры полисахаридов включают гуар и его производные. Они включают гуаровую смолу, карбоксиметилгуар, гидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар (НРС), карбоксиметилгидроксипропилгуар и их
- 3 027994 комбинации. Как и галактоманнан, гуаровая смола представляет собой разветвленный сополимер, содержащий маннозную основную цепь с галактозными боковыми цепями.
При гидролизе галактоманнаны могут образовывать два простых сахара, маннозу и галактозу. Анализы показали, что такие полисахариды являются длинноцепочечными полимерами Ό-маннопиранозных звеньев, соединенных в β-1,4 положении, имеющими Ό-галактопиранозные звенья, размещенные на молекуле в виде боковых цепей. Ό-Галактопиранозные звенья присоединены к С6 атомам Ό-маннозных звеньев, составляющих основной структурный каркас. Соотношение Ό-галактозы к Ό-маннозе в галактоманнанах в общем изменяется от примерно 1:1,2 до примерно 1:2, в зависимости от конкретного растительного источника, из которого был получен материал. Во всех случаях, однако, маннозные остатки имеют цис-гидроксильные группы в С2 и С3 положениях, отвечающие за реакции сшивания, характерные для галактоманнанов и делающие их пригодными для использования в целях настоящей заявки.
Как было описано выше, некоторые неограничивающие примеры пригодных полимеров включают гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из Сахаров маннозы и галактозы, или производные гуара, такие как гидроксипропилгуар (НРО), карбоксиметилгуар (СМО) и карбоксиметилгидроксипропилгуар (СМНРО). Также могут быть использованы производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС) или гидроксипропилцеллюлоза (НРС) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (СМНЕС), пригодность которых для использования в качестве агентов увеличения вязкости также была продемонстрирована. Также могут быть использованы биополимеры, такие как ксантановая, диутановая камеди, велановая смолы и склероглюкан. Синтетические полимеры, такие как полиакриламид и полиакрилатные полимеры и сополимеры, а также диутаны, могут быть пригодными для применения в условиях высокой температуры. Дополнительные примеры пригодных полимеров описаны в патенте США № 5981446, патенте США № 7497263 и патенте США № 7968501.
Полимер может присутствовать в скважинной жидкости в количестве от примерно 0,05 до примерно 10 мас.%, от примерно 0,1 до примерно 5 мас.%, от примерно 0,1 до примерно 2 мас.% и от примерно 0,1 до примерно 0,5 мас.%, в пересчете на общий вес скважинной жидкости.
Сшивающий агент.
Скважинные жидкости, описанные в данном документе, могут также включать сшивающий агент. Как было указано выше, жидкость для гидроразрыва должна быть химически стабильной и достаточно вязкой для суспендирования проппанта, когда она подвергается воздействию сдвиговых нагрузок и нагреванию в поверхностном оборудовании, скважинных трубах, перфорационных каналах и трещине; иначе происходит преждевременное оседание проппанта, ставящее обработку под угрозу. Сшивающие агенты соединяют полимерные цепи для более сильного загущения.
Общие рабочие характеристики жидкости для гидроразрыва тесно связаны с химией сшивания, приводящей к образованию вязкого геля. Сшитая боратами гелевая жидкость для гидроразрыва использует боратный анион для сшивания гидратированных полисахаридных полимеров и обеспечения повышенной вязкости. Поперечные связи, полученные при использовании бората, являются химически обратимыми при инициировании путем изменения рН жидкой системы. Способность к обратимому сшиванию в боратных жидкостях помогает проводить последующую стадию очистки более эффективно, что приводит к сохранению хорошей проницаемости и проводимости.
Желательно использовать нерастворимую форму бора с электронной конфигурацией, идентичной буре, так чтобы хорошо изученная химия сшивания бором могла оставаться неизменной, вместе с огромным количеством технологических процессов, связанных с ее применением в промышленной интенсификации добычи.
Если сшивающий агент содержит бор, то концентрация бора в жидкости может находиться в диапазоне значений от 0,5 до 700 ч/млн элементарного бора, от примерно 1,0 до примерно 500 ч/млн, от примерно 5,0 до примерно 250 ч/млн, от примерно 10 до примерно 100 ч/млн, от примерно 15 до примерно 75 ч/млн и от примерно 15 до примерно 50 ч/млн. Это также означает, что величина отношения бора к полимеру, требующему сшивания, может быть низкой. Таким образом, количества полимера и бора в жидкости могут быть такими, чтобы количество бора составляло не более 0,002 или 0,001 от количества полимера. Если перевести это в концентрации, то содержание бора может составлять не более 2 ч/млн, возможно, не более 1 ч/млн на каждый грамм полимера в 1 л раствора. Для раствора, содержащего 4 г/л полимера, требующего сшивания, это даст не более 8 ч/млн, возможно, не более 4 ч/млн бора в растворе. Количество сшивающего агента может составлять не более 30%, возможно, не более 20, 15 или 10%, от веса сшиваемого полимера.
В вариантах исполнения сшивающий агент включает, по меньшей мере, диоксид кремния и имеет размеры от примерно 5 до примерно 100 нм. В других вариантах исполнения сшивающий агент может иметь размеры от 10 до примерно 75 нм, от примерно 20 до примерно 60 нм, от примерно 25 до примерно 50 нм и от примерно 30 до примерно 40 нм. Сшивающие агенты и любые несущие структуры в них могут иметь по меньшей мере один размер, составляющий по меньшей мере 5 нанометров (5 нм). Независимо от того, имеют ли они или нет сферическую форму или цилиндрическую форму, они могут иметь размер частиц, имеющий значение, выраженное в виде диаметра эквивалентной сферы, равное по меньшей мере 5 нм, возможно, по меньшей мере 10, 20 или 25 нм.
- 4 027994
Сшивающий агент может также включать неводный сольватированный сшивающий агент, такой как боросиликат. Боросиликат представляет собой материал, имеющий молярное соотношение бора и кремния в интервале значений от примерно 1:100 до примерно 2:5 и/или мольное соотношение натрия и кремния в интервале значений от примерно 6:1000 до 1,04:1. Сшивающий агент также может быть коллоидом боросиликата, имеющим химию, схожую с боросиликатным стеклом, таким как, например, водный коллоид. Этот коллоид может быть в общем получен путем проведения реакции соли щелочного металла борсодержащего соединения с кремнекислотой в условиях, приводящих к образованию коллоида. Площадь поверхности боросиликата должна иметь значение в интервале от примерно 15 до примерно 3000 м2/г, от примерно 50 до примерно 3000 м2/г, от примерно 250 до 3000 м2/г, и от примерно 700 до 3000 м2/г.
Как описано в патенте США № 6310104, коллоидные боросиликатные материалы могут быть приготовлены путем получения сначала кремнекислоты. Это может быть предпочтительно осуществлено путем введения в контакт раствора силиката щелочного металла, такого как разбавленный раствор силиката щелочного металла, с промышленно производимой катионообменной смолой, такой как так называемая сильнокислотная смола, в водородной форме, и выделения разбавленного раствора кремнекислоты. Кремнекислота может быть затем добавлена при перемешивании к разбавленному раствору бората щелочного металла при рН 6-14, с получением коллоидного боросиликатного продукта, суспендированного в воде. Альтернативно, борат щелочного металла и кремнекислота могут прибавляться одновременно для получения пригодных материалов. Концентрация используемого раствора кремнекислоты составляет в общем от 3 до 8 мас.% δίθ2 и от примерно 5 до примерно 7 мас.% δίθ2. Весовая концентрация используемого раствора бората составляет в общем от 0,01 до 30 и от 0,4 до 20 мас.% В2О3. Используемая боратная соль может принадлежать к широкому спектру соединений, где примеры боратных солей включают промышленную буру, тетрабората натрия декагидрат, или тетрабората натрия пентагидрат. Могут быть использованы другие водорастворимые боратные материалы. Приготовление коллоидного боросиликатного материала по настоящей заявке может быть осуществлено с регулировкой рН или без нее, поскольку иногда может быть желательным проведение реакции при рН от 7,5 до 10,5 или от 8 до 9,5, за счет добавления к реакционной смеси пригодного гидроксида щелочного металла, такого как гидроксид натрия. Также могут быть использованы другие способы приготовления коллоидных боросиликатов по данной заявке. Такие способы могут охватывать приготовление коллоидного боросиликата, как указано выше, и распылительную сушку частиц с последующим помолом, или другими способами, позволяющими получить боросиликатный материал, соответствующий указанным выше параметрам.
Варианты исполнения боросиликата включают, в числе прочего, диоксид кремния (δίθ2), оксид бора (В2О3), оксид алюминия (А12О3) и по меньшей мере один щелочной оксид. Щелочной оксид в боросиликате может включать оксид лития (Ы2О), оксид калия (К2О) и оксид натрия (Иа2О). Без намерения ограничиваться теорией, А12О3 может играть определенную роль в ингибировании образования кристаллов кристобалита и тридимита при спекании композиции боросиликатного стекла. Кроме того, В2О3 может повышать плавкость боросиликата и потенциально действовать как эффективный флюс без значительного увеличения коэффициента теплового расширения (СТЕ) боросиликатного стекла, в то время как щелочной оксид может увеличивать СТЕ боросиликатного стекла. Боросиликатные коллоидные частицы могут иметь способность к эффективному сшиванию гуара (и других полисахаридных полимеров), поскольку их большая популяция поверхностно доступных атомов бора сохраняет электронную конфигурацию, по существу, идентичную тетраэдрическому боратному аниону, который, в соответствующей области рН, обеспечивает возможность образования комплексных связей с присутствующими в больших количествах цис-гидроксильными группами в остатках Сахаров.
Сшивающий агент может дополнительно включать один или несколько переходных металлов, таких как цирконий, титан и алюминий. Один или несколько вышеупомянутых сшивающих агентов могут быть включены в скважинную композицию, так чтобы скважинная композиция содержала комбинацию таких материалов. В некоторых вариантах исполнения концентрация диоксида кремния в сшивающем агенте составляет 20-50 мас.%
Кроме того, в некоторых случаях может быть желательной задержка сшивания. Например, сшивающий агент замедленного действия может быть размещен в скважине до сшивания; гелевая жидкость готовится на поверхности, затем подвергается сшиванию после закачивания в скважину, проходящую через подземный пласт, с образованием там высоковязкой жидкости для обработки.
Задержка сшивания полезна тем, что может быть уменьшено количество энергии, необходимой для закачивания жидкостей, может быть улучшено проникновение некоторых жидкостей, и может быть уменьшено разрушение полимеров под воздействием сдвиговой нагрузки и трения. Благодаря задержке сшивания сшивающие агенты могут быть более тщательно смешаны с полимерной жидкостью перед инициированием сшивания, что обеспечивает более эффективное сшивание, более равномерное распределение поперечных связей и улучшенные свойства геля.
Дополнительные материалы
Скважинная жидкость по настоящей заявке может также включать дополнительные компоненты или материалы. Одним из дополнительных материалов, который может быть включен в состав, является
- 5 027994 деэмульгатор. Назначением этого материала является разрушение или уменьшение вязкости сшитой жидкости, так чтобы эта жидкость легче удалялась из пласта при очистке. Деэмульгатор разрушает сшитый полимер, уменьшая его молекулярный вес. Если полимер представляет собой полисахарид, деэмульгатор может быть пероксидом с кислород-кислородными простыми связями в молекулярной структуре. Такие пероксидные деэмульгаторы могут быть перекисью водорода или другими материалами, такими как пероксид металла, образующими пероксид или перекись водорода для реакции в растворе. Пероксидный деэмульгатор может быть так называемым стабилизированным пероксидным деэмульгатором, в котором перекись водорода связана или ингибирована другим соединением или молекулой (молекулами) до ее добавления к воде, но высвобождается в раствор при добавлении к воде.
Примеры пригодных стабилизированных пероксидных деэмульгаторов включают аддукты перекиси водорода с другими молекулами и могут включать пероксид карбамида или пероксид мочевины (СН4^О-Н2О2), перкарбонаты, такие как перкарбонат натрия (2№ьСО3-3Н2О2). перкарбонат калия и перкарбонат аммония. Стабилизированные пероксидные деэмульгаторы могут также включать соединения, которые подвергаются гидролизу в воде с высвобождением перекиси водорода, такие как перборат натрия.
Стабилизированный пероксидный деэмульгатор может быть инкапсулированным пероксидом. Инкапсулирующий материал может быть полимером, который может разрушаться в течение определенного периода времени с высвобождением деэмульгатора, и может быть выбран в зависимости от желательной скорости высвобождения. Разрушение полимера может происходить, например, путем гидролиза, сольволиза, плавления или по другим механизмам. Полимеры могут быть выбраны из гомополимеров и сополимеров гликолята и лактата, поликарбонатов, полиангидридов, полиортоэфиров и полифосфаценов.
Инкапсулированные пероксиды могут быть инкапсулированной перекисью водорода, инкапсулированными пероксидами металлов, такими как пероксид натрия, пероксид кальция, пероксид цинка и т.д., или любыми описанными тут пероксидами, инкапсулированными в пригодном материале для ингибирования или ослабления реакции пероксида до его добавления к воде.
Пероксидный деэмульгатор, стабилизированный или нестабилизированный, используют в количестве, достаточном для разрушения гетерополисахаридного полимера или диутана. Оно может зависеть от количества используемого гетерополисахарида и условий обработки. Более низкие температуры могут потребовать больших количеств деэмульгатора. Во многих, если не в большинстве областей применения, пероксидный деэмульгатор может быть использован в количестве от примерно 0,001 до примерно 20% от веса жидкости для обработки, более конкретно, от примерно 0,005 до примерно 5% от веса жидкости для обработки, и более конкретно, от примерно 0,01 до примерно 2% от веса жидкости для обработки. Пероксидный деэмульгатор может быть эффективным в присутствии минерального масла или других углеводородных жидкостей-носителей или других обычно используемых химикатов при использовании таких жидкостей с гетерополисахаридом.
Деэмульгатор также может быть инкапсулирован или находиться в оболочке для замедления высвобождения деэмульгатора, как раскрыто в патенте США № 4741401 (Аа11ек е( а1.). Дополнительные примеры деэмульгаторов включают персульфат аммония, натрия или калия; пероксид натрия; хлорит натрия; гипохлорит натрия, лития или кальция; броматы; пербораты; перманганаты; хлорную известь; перфосфат калия; магния монопероксифталат гексагидрат и ряд органических производных хлора, таких как Ν,Ν'-дихлордиметилгидантоин и Ν-хлорциануровая кислота и/или ее соли. Конкретно используемый деэмульгатор может зависеть от температуры, воздействию которой подвергается полимерный гель. При температурах в интервале значений от примерно 50 до примерно 95°С неорганический деэмульгатор или окислитель, такой как, например, КВгО3, и другие подобные материалы, такие как КС1О3, К1О3, пербораты, персульфаты, перманганаты (например, персульфат аммония, персульфат натрия и персульфат калия) и т.п., используется для контроля разрушения полимерного геля. При примерно 90-95°С и выше, типичные деэмульгаторы включают пригодный деэмульгатор, примером которого является бромат натрия.
Добавки-разжижители или катализаторы могут быть использованы с пероксидным деэмульгатором. Добавка-разжижитель может быть железосодержащей добавкой-разжижителем, действующей как катализатор. Железный катализатор представляет собой соединение двухвалентного железа. Примеры пригодных соединений железа(11) включают, без ограничений, сульфат железа(11) и его гидраты (такие как, например, сульфат железа(11) гептагидрат), хлорид железа(11) и глюконат железа(11). Также может быть использован порошок железа в комбинации с агентом регулировки рН, обеспечивающим кислотное значение рН. Другие ионы переходных металлов, такие как марганец (Мп), также могут быть использованы в качестве добавки-разжижителя или катализатора.
Некоторые жидкости в соответствии с данной заявкой могут также включать поверхностноактивное вещество. Может быть использовано любое поверхностно-активное вещество, способность которого улучшать диспергирование и/или стабилизировать газовый компонент в базовой жидкости с образованием энергонасыщенной жидкости хорошо понятна квалифицированным специалистам в данной области техники. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, такие как описанные в патенте США № 6703352 Щайауапаке е( а1.) и патенте США № 6482866 (ЭаНауапаке е( а1.), также являются пригодными для использования в скважинных жидкостях.
- 6 027994
В некоторых вариантах исполнения, поверхностно-активное вещество может быть ионным поверхностно-активным веществом. Примеры пригодных ионных поверхностно-активных веществ включают анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкилкарбоксилаты, алкилэфиркарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, α-олефинсульфонаты, алкилэфирсульфаты, алкилфосфаты и алкилэфирфосфаты. Примеры пригодных ионных поверхностно-активных веществ также включают катионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиламины, алкилдиамины, алкилэфирамины, четвертичные алкиламмониевые, четвертичные диалкиламмониевые и сложноэфирные четвертичные аммониевые соединения. Примеры пригодных ионных поверхностно-активных веществ также включают поверхностно-активные вещества, которые обычно считаются цвиттерионными поверхностноактивными веществами, и в некоторых случаях - амфотерными поверхностно-активными веществами, такими как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкиламиноксиды и четвертичные алкиламмониевые карбоксилаты. Амфотерные поверхностно-активные вещества представляют собой класс поверхностно-активных веществ, имеющих как положительно заряженный фрагмент, так и отрицательно заряженный фрагмент в определенном диапазоне значений рН (типично, слабокислотном), только отрицательно заряженный фрагмент в определенном диапазоне значений рН (например, типично, слабощелочном) и только положительно заряженный фрагмент в другом диапазоне значений рН (например, типично, умеренно кислотном), в то время как цвиттерионные поверхностно-активные вещества имеют в молекуле постоянно положительно заряженный фрагмент независимо от рН и отрицательно заряженный фрагмент при щелочном рН. В некоторых вариантах исполнения поверхностно-активное вещество представляет собой катионное, цвиттерионное или амфотерное поверхностно-активное вещество, содержащее и аминогруппу или четвертичную аммониевую группу в своей химической структуре (аминофункциональное поверхностно-активное вещество).
Особенно пригодным поверхностно-активным веществом является амфотерный алкиламин, содержащийся в растворе поверхностно-активного вещества АОиЛТ 944 (поставляется фирмой Вакег РсйоШс. 12645 V. Лирой Βίνά, 8идаг Ьапй, Тех. 77478 И8А). В других вариантах исполнения поверхностно-активное вещество может быть смесью двух или более поверхностно-активных веществ, описанных выше, или смесью любого поверхностно-активного вещества или поверхностно-активных веществ, описанных выше, с одним или несколькими неионными поверхностно-активными веществами. Примеры пригодных неионных поверхностно-активных веществ включают алкилалкогольэтоксилаты, алкилфенолэтоксилаты, алкилэтоксилаты кислот, алкиламинэтоксилаты, сорбитаналканоаты и этоксилированные сорбитаналканоаты. Любое эффективное количество поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ может быть использовано в скважинной жидкости. Такие жидкости могут включать поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве от примерно 0,02 до примерно 5 мас.% от общего веса жидкой фазы, или от примерно 0,05 до примерно 2 мас.% от общего веса жидкой фазы.
Другие материалы, которые могут быть включены в скважинную жидкость, включают электролит, такой как органическая или неорганическая соль, понизители трения для улучшения течения при закачивании и поверхностно-активные вещества.
Скважинная жидкость может быть так называемой энергонасыщенной жидкостью, полученной путем закачивания газа (чаще всего азота, двуокиси углерода или их смеси) в буровую скважину совместно с водным раствором. Дисперсия газа в базовой жидкости в форме пузырьков увеличивает вязкость такой жидкости и положительно влияет на ее рабочие характеристики, особенно на ее способность эффективно индуцировать гидроразрыв пласта и способность переносить твердые вещества. Присутствие газа также усиливает обратный приток жидкости, когда это требуется. В способе по данной заявке скважинная жидкость может служить жидкостью для гидроразрыва или жидкостью для гравийной набивки и может быть использована для суспендирования зернистого материала для транспортирования вниз по стволу скважины. Этот материал, в частности, может быть проппантом, используемым для гидроразрыва, или гравием, используемым для образования гравийной набивки. Наиболее часто материалом, используемым в качестве проппанта или гравия, является песок выбранного размера, но известно использование для этих целей керамических частиц и ряда других материалов.
Скважинные жидкости в соответствии с данной заявкой также могут использоваться без суспендированного проппанта на начальной стадии гидроразрыва. Дополнительными областями применения скважинных жидкостей в соответствии с данной заявкой являются модифицирование проницаемости подземных формаций и размещение пробок для обеспечения зональной изоляции и/или предотвращения поглощения бурового раствора.
В некоторых случаях волокнистый компонент может быть включен в жидкость для обработки для достижения различных свойств, включая улучшение суспендирования частиц и способности к транспортировке частиц, и стабильности газовой фазы. Используемые волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по своей природе. Волокна могут быть любым волокнистым материалом, таким как, но не обязательно ограниченным, природными органическими волокнами, измельченными растительными материалами, синтетическими полимерными волокнами (в качестве неограничивающего примера, полиэфирными, полиарамидными, полиамидными, из материала новолоид (ηονοίοίά) или полимера типа по- 7 027994 νοίοίά), фибриллированными синтетическими органическими волокнами, керамическими волокнами, неорганическими волокнами, металлическими волокнами, металлическими филаментами, углеродными волокнами, стекловолокном, керамическими волокнами, волокнами природных полимеров и любыми их смесями. Особенно пригодными волокнами являются полиэфирные волокна с покрытием, обеспечивающим высокую гидрофильность, такие как, без ограничений, полиэтилентерефталатные (РЕТ) волокна ΌΛΟΚΌΝ®, поставляемые фирмой ΙπνίκΐΗ Согр., ΑίεΗίΙα. Капк., И8А, 67220. Другие примеры пригодных волокон включают, без ограничений, полиэфирные волокна на основе полимолочной кислоты, полиэфирные волокна на основе полигликолевой кислоты, волокна на основе поливинилового спирта и т.п. При использовании в жидкостях по настоящей заявке, волокнистый компонент может присутствовать в концентрациях от примерно 1 до примерно 15 г/л жидкой фазы, в частности, концентрация волокна может составлять от примерно 2 до примерно 12 г/л жидкости, и более конкретно, от примерно 2 до примерно 10 г/л жидкости.
Понизители трения (противотурбулентные присадки) также могут быть включены в жидкости в соответствии с заявкой. Может быть использован любой понизитель трения. Также могут быть использованы полимеры, такие как полиакриламид, полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат и полиизобутилен, а также водорастворимые понизители трения, такие как гуаровая смола, производные гуаровой смолы, полиакриламид и полиэтиленоксид. Коммерческие химикаты, снижающие гидравлическое сопротивление, такие как продаваемые фирмой Сопосо 1пс. под торговой маркой СОК, описанные в патенте США № 3692676 (СиЬег с1 а1.), или противотурбулентные присадки, такие как продаваемые фирмой С’НстПпк под торговыми марками РЬО 1003, 1004, 1005 и 1008, также продемонстрировали свою эффективность. Такие полимерные материалы, добавляемые в качестве понизителей трения, или средства, улучшающие коэффициент вязкости, могут также действовать как прекрасные добавки для снижения поглощения бурового раствора или даже устранять потребность в обычных добавках для снижения поглощения бурового раствора.
Варианты исполнения настоящей заявки могут также включать частицы проппанта, являющиеся, по существу не растворимыми во флюидах формации. Частицы проппанта, переносимые жидкостью для обработки, остаются в созданной трещине, тем самым распирая трещину при сбросе давления разрыва и вводе скважины в эксплуатацию. Пригодные материалы проппанта включают песок, скорлупу грецких орехов, спеченный боксит, стеклянные бусины, керамические материалы, материалы природного происхождения или подобные материалы. Могут быть также использованы смеси проппантов. В случае использования песка он типично будет иметь размер частиц от примерно 20 до примерно 100 И.8. 8!апбагб Мекк (149-841 мкм). При использовании синтетических проппантов могут быть использованы частицы размером примерно 8 меш (2,38 мм) или больше. Материалы природного происхождения могут быть первичными и/или необработанными природными материалами, а также материалами на основе материалов природного происхождения, подвергнутых переработке и/или обработке. Примеры природных зернистых материалов, пригодных для использования в качестве проппантов, включают, без обязательного ограничения, молотую или измельченную ореховую скорлупу, такую как грецкого ореха, кокоса, ореха пекан, миндаля, слонового ореха, бразильского ореха и т.д.; молотую или измельченную скорлупу семян (включая фруктовые косточки) плодов фруктовых растений, таких как слива, олива, персик, вишня и абрикос; молотую или измельченную шелуху семян других растений, таких как различные формы кукурузы (стержни или сердцевины кукурузных початков); подвергнутые переработке древесные материалы, такие как получаемые из такой древесины, как дуб, кария, грецкий орех, тополь и красное дерево, включая древесные материалы, обработанные методами шлифовки, переработки в щепу, или другими способами получения частиц. Дополнительная информация об орехах и их составе приведена в Епсус1ореШа оГ СЬет1са1 Тескпо1оду, Еббеб Ьу Каутопб Е. Кик апб Эопа1б Р. О1ктег, ТЫгб Еббюп, 1оЬп \УПеу & 8опк, Уо1ите 16, радек 248-273 (раздел, озаглавленный №1к), СорупдЫ 1981.
Концентрация проппанта в жидкости может быть любой концентрацией, известной специалистам, и может иметь значение в интервале от примерно 0,03 до примерно 3 кг добавленного проппанта на литр жидкой фазы. Также любые частицы проппанта могут быть дополнительно покрыты смолой для потенциального повышения прочности, способности агрегироваться и способности проппанта к обратному притоку.
Водная среда в соответствии с настоящей заявкой может быть водой или рассолом. В таких вариантах исполнения, водная среда является рассолом, рассол представляет собой воду, содержащую неорганическую соль или органическую соль. Примеры неорганических солей включают галогениды щелочных металлов, такие как хлорид калия. Фаза-носитель рассола может также содержать органическую соль, такую как формиат натрия или калия. Предпочтительные неорганические двухвалентные соли включают галогениды кальция, такие как, например, хлорид кальция или бромид кальция. Могут быть также использованы бромид натрия, бромид калия или бромид цезия. Соль выбирают по соображениям совместимости, такое определение может быть основано на буровом растворе пласта-коллектора, использующем определенную фазу рассола, и раствор для заканчивания/очистки выбирают так, чтобы он содержал ту же самую фазу рассола.
Варианты исполнения жидкости по настоящей заявке могут дополнительно содержать другие до- 8 027994 бавки и химикаты, обычно используемые при буровых работах квалифицированными специалистами в данной области техники. Они включают, не будучи обязательно ограниченными перечисленным, такие материалы, как поверхностно-активные вещества в дополнение к вышеупомянутым, добавкиразжижители в дополнение к вышеупомянутым, поглотители кислорода, спирты, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, добавки для предотвращения поглощения бурового раствора, бактерициды и т.п. Они могут также включать ко-поверхностно-активное вещество для оптимизации вязкости или для минимизации образования стабильных эмульсий, содержащих компоненты сырой нефти или гидратируемого полимера.
Варианты исполнения водной жидкости по настоящей заявке могут также содержать соединение органического амина. Примеры пригодных соединений органических аминов включают тетраэтиленпентамин, триэтилентетрамин, пентаэтиленгексамин, триэтаноламин и т.п., или любые их смеси. В случае использования соединений органических аминов,они могут быть включены в количестве от примерно 0,01 до примерно 2,0 мас.% от общего веса жидкой фазы. Предпочтительно в случае использования соединение органического амина включают в количестве от примерно 0,05 до примерно 1,0 мас.% от общего веса жидкой фазы. Особенно пригодным соединением органического амина является тетраэтиленпентамин.
Композиция для обработки скважины может быть затем введена или размещена в стволе скважины или подземном пласте. В используемом тут значении термин введение или введенный относится к механизму размещения композиции для обработки скважины в стволе скважины или подземном пласте различными способами и/или с помощью пригодного оборудования, типично используемого в различных операциях при нефтедобыче, таких как разрыв и цементирование. Примеры механизмов введения включают такие, как, например, закачивание композиции для обработки скважины через ствол скважины или через установленные гибкие насосно-компрессорные трубы.
Следующие примеры представлены для иллюстрации приготовления и свойств водных вязкоупругих жидкостей на основе нанотрубок (паио1иЬе Πιιίάδ) и не должны рассматриваться как ограничивающие объем заявки, если иное не будет явным образом указано в приложенной формуле изобретения. Все процентные доли, концентрации, соотношения, части и т.д. приведены по весу, если иное не будет указано или не следует из контекста их использования. Приведенные тут утверждения просто обеспечивают информацию, относящуюся к данному описанию, могут не представлять собой известный уровень техники, и могут описывать некоторые варианты исполнения, иллюстрирующие данную заявку.
Примеры
Пример 1.
Готовят образец путем прибавления 3 мл боросиликатной коллоидной дисперсии к 200 мл полностью гидратированного (деионизированная вода (П1-\уа1ег)) гуарового линейного геля, при постоянном перемешивании в обычной стеклянной чашке смесителя. Вихрь превращался в замкнутый в течение примерно минуты, что указывало на переход от линейного полимерного геля к сшитому полимерному гелю. Величина рН сшитого полимерного геля была затем определена равной 9,1. После этого образец объемом примерно 30 мл переносили в чашку Куэтта и устанавливали в реометр М5500 (ОКАСЕ 1и81гишеи! Сотрапу, Нои51оп, ТХ). Образец помещали под защитный азотный слой с давлением 200 рйа (1,38 МПа) в свободном пространстве над образцом для предотвращения испарения воды при повышенной температуре. По мере нагревания реометра полимерный гель подвергался процессу термического разжижения, характерному для типичной сшитой жидкости. Затем после стабилизации температуры жидкости, полимерный гель восстанавливал вязкость. Вязкость измеряли при постоянной сдвиговой скорости, равной 100/с. Как изображено на фиг. 1, при нормальном уровне концентрации 5 ч/млн бора, определенном методом индуктивно-связанной плазмы, боросиликатная коллоидная дисперсия сшивает 30 фунтов/1000 амер.галлонов гуара. По сравнению с обычным водным боратным аналогом, требуется меньшее количество бора для достижения такого же уровня общей вязкости, что указывает на более эффективное сшивание. При этом для сшивания также не требуется настолько высокое значение рН.
Пример 2.
Образец готовят путем прибавления 3,8 мл боросиликатной коллоидной дисперсии к 100 мл полностью гидратированного (деионизированная вода (П1-\уа1ег)) гуарового линейного геля, при постоянном перемешивании в обычной стеклянной чашке смесителя. Вихрь превращался в замкнутый в течение примерно минуты, что указывало на переход от линейного полимерного геля к сшитому полимерному гелю. Величина рН сшитого полимерного геля была затем определена равной 9,7. После этого образец объемом примерно 30 мл переносили в чашку Куэтта, и устанавливали в реометр М7500 ЦИга НТНР (ОКАСЕ 1и51титеи1 Сотрапу, Нои51ои, ТХ). Вязкость измеряли при постоянной сдвиговой скорости, равной 100/с. Наблюдали снижение вязкости при ступенчатом увеличении статического давления от условий окружающей среды до 20000 рйа (138,9 МПа), но впоследствии вязкость восстанавливалась в результате сброса давления. Такое поведение также является типичным эффектом воздействия давления на сшитые бором полимеры. Но для боросиликатного коллоидного сшивающего агента степень такого нежелательного эффекта была значительно меньшей по сравнению с водным боратным аналогом. Фиг. 2 показывает реологический профиль для процесса сшивания 30 фунтов/1000 амер.галлонов гуара (3,6 г/л)
- 9 027994 с помощью 12,4 ч/млн бора в боросиликатной коллоидной дисперсии при 120°Е (48,9°С).
Приведенное выше раскрытие изобретения и описание является иллюстративным и пояснительным к нему, и квалифицированные специалисты в данной области техники легко могут понять, что различные изменения размеров, формы и материалов, а также деталей проиллюстрированной конструкции или комбинаций описанных в данном документе элементов могут быть осуществлены без выхода за пределы сущности изобретения.
Хотя на чертежах и в приведенном выше описании были детально проиллюстрированы и описаны варианты исполнения, их следует рассматривать как иллюстративные и неограничивающие по характеру, причем следует понимать, что только некоторые варианты исполнения были изображены и описаны, и что все изменения и модификации, не выходящие за пределы сущности заявляемого изобретения, желательно должны быть защищены. Следует понимать, что хотя использование таких слов, как предпочтительный, предпочтительно целесообразный, более предпочтительный или типичный, упоминаемых в приведенном выше описании, указывает, что описанный таким образом признак может быть более желательным или характерным, он тем не менее не обязательно является необходимым и варианты исполнения без его использования могут быть предусмотрены в объеме заявки, который определяется приведенной ниже формулой изобретения. В формуле изобретения подразумевается, что использование слов в единственном числе, фраз по меньшей мере один или по меньшей мере одна часть не предполагает ограничения объема притязаний в формуле изобретения только одним описываемым предметом. При использовании фраз по меньшей мере часть и/или часть, описываемый предмет может включать часть и/или описываемый предмет целиком, если не будет конкретно указано иное.
Хотя выше были детально описаны лишь несколько примерных вариантов исполнения, квалифицированным специалистам в данной области техники будет хорошо понятно, что возможно множество модификаций в примерных вариантах исполнения по существу без выхода за пределы объема данной заявки. Соответственно, предполагается, что все такие модификации включены в объем данного описания, определяемый приведенной ниже формулой изобретения.

Claims (7)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ приготовления скважинной жидкости, включающий этап, на котором объединяют, в водной среде, содержащей воду, гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара (ИРО), карбоксиметилгуара (СМО), карбоксиметилгидроксипропилгуара, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы (НЕС), гидроксипропилцеллюлозы (НРС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (СМНЕС), ксантана, диутана, велановой смолы, полиакриламида, полиакрилатных полимеров, и сшивающий агент, состоящий из, по меньшей мере, боросиликатного материала, где сшивающий агент имеет размеры от 5 до 100 нм.
  2. 2. Способ по п.1, в котором гидратируемый полимер присутствует в количестве от 0,05 до 10 мас.%.
  3. 3. Способ по любому из предшествующих пунктов формулы, в котором сшивающий агент включает частицы с размерами от 10 до 20 нм.
  4. 4. Способ по п.1, в котором содержание бора в скважинной жидкости составляет от 0,5 до 10 ч/млн по весу элементарного бора.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов формулы, в котором скважинная жидкость содержит не более 5 ч/млн бора на каждый грамм гидратируемого полимера на литр скважинной жидкости.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов формулы, в котором концентрация диоксида кремния в сшивающем агенте составляет 20-50 мас.%.
  7. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов формулы, в котором сшивающий агент дополнительно содержит цирконий, титан или их комбинацию.
EA201391297A 2011-03-09 2012-03-09 Сшивающие агенты для жидкостей гидроразрыва EA027994B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161450684P 2011-03-09 2011-03-09
US13/414,864 US9062242B2 (en) 2011-03-09 2012-03-08 Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid
PCT/US2012/028558 WO2012122505A2 (en) 2011-03-09 2012-03-09 Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201391297A1 EA201391297A1 (ru) 2014-02-28
EA027994B1 true EA027994B1 (ru) 2017-09-29

Family

ID=46798839

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201391297A EA027994B1 (ru) 2011-03-09 2012-03-09 Сшивающие агенты для жидкостей гидроразрыва

Country Status (8)

Country Link
US (2) US9062242B2 (ru)
EP (1) EP2683786A4 (ru)
AU (2) AU2012225238B2 (ru)
BR (1) BR112013022913A2 (ru)
CA (1) CA2829116C (ru)
EA (1) EA027994B1 (ru)
MX (1) MX342717B (ru)
WO (1) WO2012122505A2 (ru)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9051509B2 (en) * 2011-03-31 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use
RU2605977C2 (ru) 2012-08-01 2017-01-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк Синтетические расклинивающие наполнители и монодисперсные расклинивающие наполнители и способы их изготовления
US10161236B2 (en) 2013-04-24 2018-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for fracturing subterranean formations
WO2015047261A1 (en) * 2013-09-26 2015-04-02 Halliburton Energy Services Inc. Multifunctional boronic crosslinkers as dual viscosification and friction reducing agents
RU2016133466A (ru) * 2014-02-21 2018-03-26 Лубризол Ойлфилд Солюшнс, Инк. Синтетические гидратируемые полимеры для применения в жидкостях для гидроразрыва, а также способы их получения и применения
AU2014412067B2 (en) * 2014-11-19 2018-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Silica crosslinker including boronic acid functionalities or esters thereof for treatment of subterranean formations
CA2976908A1 (en) 2015-02-20 2016-08-25 Schlumberger Canada Limited Flowback aid for fracturing fluids
WO2017023935A1 (en) 2015-08-03 2017-02-09 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
US10550314B2 (en) * 2015-08-04 2020-02-04 Saudi Arabian Oil Company High temperature fracturing fluids with nanoparticles
US10647909B2 (en) * 2016-01-13 2020-05-12 Saudi Arabian Oil Company Hydraulic fracturing fluid
US10913888B2 (en) * 2016-04-07 2021-02-09 Molecular Rebar Design, Llc Nanotube mediation of degradative chemicals for oil-field application
US10982132B2 (en) 2016-06-23 2021-04-20 Basf Se Process of fracturing subterranean formations with water-soluble layered silicate
US10550315B2 (en) 2016-07-15 2020-02-04 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
CA3067368A1 (en) 2017-06-16 2018-12-20 TenEx Technologies, LLC Compositions and methods for treating subterranean formations
US11746282B2 (en) 2018-06-08 2023-09-05 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
US11274243B2 (en) 2018-06-08 2022-03-15 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
EA034659B1 (ru) * 2019-03-28 2020-03-03 Общество С Ограниченной Ответственностью "Иско" Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов
US11319478B2 (en) 2019-07-24 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11492541B2 (en) 2019-07-24 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Organic salts of oxidizing anions as energetic materials
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
US11339321B2 (en) 2019-12-31 2022-05-24 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
US11268373B2 (en) 2020-01-17 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells
US11473001B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11473009B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11365344B2 (en) 2020-01-17 2022-06-21 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11578263B2 (en) 2020-05-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Ceramic-coated proppant
US11326092B2 (en) 2020-08-24 2022-05-10 Saudi Arabian Oil Company High temperature cross-linked fracturing fluids with reduced friction
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11466199B1 (en) 2021-04-23 2022-10-11 Halliburton Energy Services, Inc. Synergistic enhancement of slickwater fracturing fluids
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
US11905804B2 (en) 2022-06-01 2024-02-20 Saudi Arabian Oil Company Stimulating hydrocarbon reservoirs

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6011075A (en) * 1998-02-02 2000-01-04 Schlumberger Technology Corporation Enhancing gel strength
US20020160920A1 (en) * 2001-02-22 2002-10-31 Jeffrey Dawson Breaker system for fracturing fluids used in fracturing oil bearing formations
US20020169085A1 (en) * 2001-03-01 2002-11-14 Miller Matthew J. Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
EP1267034A2 (en) * 2001-06-11 2002-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluids and concentrates
US7482310B1 (en) * 2003-11-12 2009-01-27 Kroff Chemical Company, Inc. Method of fracturing subterranean formations utilizing emulsions comprising acrylamide copolymers
US7888295B2 (en) * 2007-02-08 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Crosslinked polymer solutions and methods of use

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US4741401A (en) 1987-01-16 1988-05-03 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
US6258859B1 (en) 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US5981446A (en) 1997-07-09 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, compositions, and methods of employing particulates as fracturing fluid compositions in subterranean formations
ATE366844T1 (de) 1997-09-30 2007-08-15 Nalco Chemical Co Herstellung von papier mit kolloidalen borosilikaten
US7081439B2 (en) * 2003-11-13 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the fluid loss properties of viscoelastic surfactant based fluids
US7833949B2 (en) * 2005-01-24 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US7497263B2 (en) 2005-11-22 2009-03-03 Schlumberger Technology Corporation Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids
US7998909B2 (en) * 2006-09-28 2011-08-16 Schlumberger Technology Corporation Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof
US7968501B2 (en) 2006-10-31 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Crosslinker suspension compositions and uses thereof
US7875575B2 (en) * 2007-04-09 2011-01-25 Baker Hughes Incorporated Compositions and methods for water and gas shut-off in subterranean wells with VES fluids
US20090149354A1 (en) 2007-12-07 2009-06-11 Bj Services Company Well Treatment Compositions Containing Hydratable Polyvinyl Alcohol and Methods of Using Same
US8575073B2 (en) * 2008-06-20 2013-11-05 Schlumberger Technology Corporation Slickwater treatment fluid and method

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6011075A (en) * 1998-02-02 2000-01-04 Schlumberger Technology Corporation Enhancing gel strength
US20020160920A1 (en) * 2001-02-22 2002-10-31 Jeffrey Dawson Breaker system for fracturing fluids used in fracturing oil bearing formations
US20020169085A1 (en) * 2001-03-01 2002-11-14 Miller Matthew J. Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
EP1267034A2 (en) * 2001-06-11 2002-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluids and concentrates
US7482310B1 (en) * 2003-11-12 2009-01-27 Kroff Chemical Company, Inc. Method of fracturing subterranean formations utilizing emulsions comprising acrylamide copolymers
US7888295B2 (en) * 2007-02-08 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Crosslinked polymer solutions and methods of use

Also Published As

Publication number Publication date
MX342717B (es) 2016-10-11
US20120245060A1 (en) 2012-09-27
MX2013010316A (es) 2013-12-09
CA2829116A1 (en) 2012-09-13
US9062242B2 (en) 2015-06-23
CA2829116C (en) 2017-01-03
WO2012122505A2 (en) 2012-09-13
AU2012225238B2 (en) 2015-05-07
WO2012122505A3 (en) 2012-11-22
AU2015210399A1 (en) 2015-09-03
EP2683786A2 (en) 2014-01-15
US20150252251A1 (en) 2015-09-10
BR112013022913A2 (pt) 2017-07-25
EA201391297A1 (ru) 2014-02-28
EP2683786A4 (en) 2014-07-23
AU2012225238A1 (en) 2013-09-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA027994B1 (ru) Сшивающие агенты для жидкостей гидроразрыва
AU2017202607B2 (en) Concentrated borate crosslinking solutions for use in hydraulic fracturing operations
US9328285B2 (en) Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling
US7748456B2 (en) Dual functional components and associated methods
US20090023613A1 (en) Polysaccharide Treatment Fluid and Method of Treating a Subterranean Formation
US8367589B2 (en) Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
CA2609061A1 (en) Proppants useful for prevention of scale deposition
RU2509879C2 (ru) Замедленное разрушение структуры текучих сред для обработки скважин
WO2013158164A1 (en) Controlling hydrogen sulfide production in oilfield operations
US9169431B2 (en) Method to complex metals in aqueous treating fluids for VES-gelled fluids
US11248163B2 (en) Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water
US10689567B2 (en) Treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations
EP2524016B1 (en) Surfactants for reduction of water blocks and/or gas condensates and associated methods
CA2976100C (en) Methods of preparing treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations
US10150909B2 (en) Use of a boron cross linker in an emulsion system
US20110287983A1 (en) Treatment fluids made of hydantoin derivatives for operations in a well
RU2530801C2 (ru) Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
US20190040307A1 (en) Shear-thinning self-viscosifying system for hydraulic fracturing applications

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 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): KZ RU