NO344411B1 - Anvendelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduksjonsmiddel i vanndige bruddfluider - Google Patents

Anvendelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduksjonsmiddel i vanndige bruddfluider Download PDF

Info

Publication number
NO344411B1
NO344411B1 NO20044777A NO20044777A NO344411B1 NO 344411 B1 NO344411 B1 NO 344411B1 NO 20044777 A NO20044777 A NO 20044777A NO 20044777 A NO20044777 A NO 20044777A NO 344411 B1 NO344411 B1 NO 344411B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
polymer
dispersion
polymers
salts
fracturing fluid
Prior art date
Application number
NO20044777A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20044777L (no
Inventor
Kin-Tai Chang
Cecil C Blair
Duane S Treybig
Kurt S Gerken
Original Assignee
Nalco Energy Services Lp
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 Nalco Energy Services Lp filed Critical Nalco Energy Services Lp
Publication of NO20044777L publication Critical patent/NO20044777L/no
Publication of NO344411B1 publication Critical patent/NO344411B1/no

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
    • C09K8/84—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
    • 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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F17D1/17—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by mixing with another liquid, i.e. diluting
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid

Description

Teknisk område
Denne oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å redusere friksjonen som resulterer fra turbulent strøm i et vandig bruddfluid i en oljefeltbruddprosess hvor den pumpes ved høy hastighet gjennom et oljebrønnhus eller rørstreng. Fremgangsmåten er særpreget ved de trekk som går frem av krav 1’s karakteriserende del.
Bakgrunn for oppfinnelsen
I en brønnsimuleringsprosess pumpes et stort antall bruddfluider ned et brønnborehull under høyt trykk ved høye strømningshastigheter til en dybde fra omrent 500 meter til 6 kilometer eller mer, noe som forårsaker fjellformasjonen som omgir brønnboringen å sprekke. Trykket lettes deretter for å tillate oljen å sive gjennom bruddene inn i brønnboringen der den pumpes til overflaten.
Turbulensen produsert ettersom bruddfluid pumpes gjennom ledningen under trykk resulterer i produksjonen av friksjon, som derved øker mengden av energi som er nødvendig for å fjerne mengden av fluid ved den samme hastigheten.
Vanligvis anvendes høymolekylvekt lineære polymerer for å endre de reologiske egenskaper av fluidet slik at den turbulente strømmen minimeres, som derved hindrer konsekvent energitap i fluidet ettersom det pumpes gjennom ledningen. En god friksjonssenker bør forårsake en stor senking i friksjon ved små konsentrasjoner, bør være rimelig, og bør ha høy skjær-, temperatur- og trykkstabilitet.
Til tross for å ha egnede molekylvekter, er standard lateks emulsjonspolymerer, der polymerfaststoffene er dispergert i et hydrokarbonløsemiddel og stabilisert med surfaktanter, av begrenset anvendbarhet grunnet miljøfiendtligheten av hydrokarboner og surfaktanter i tilfelle søl og utslipp på land eller på en offshore plattform og de potensielle brannfarer assosiert med hydrokarbonløsemidlene. Latekspolymerer må også inverteres før bruk, som involverer anvendelsen av tilleggssurfaktanter.
Tørre polymerer anvendes konvensjonelt i disse anvendelsene grunnet den høye polymerkonsentrasjonen tilgjengelig i denne formen sammenlignet med løsningspolymerer. Derimot er tørre polymerer vanskelige å oppløse, krever spesialutstyr samt en betydelig energi og vannforbruk for å sikre tilstrekkelig blanding av den tørre polymeren til en aktiv fortynnet form. I avsides boresteder er utstyr, energi og vann ofte i knapp tilførsel og krever betydelig finansiell tilførsel for sikring.
Anvendelsen av kopolymerer av akrylamid med forskjellige kationiske og anioniske monomerer for å redusere friksjonstap i brønnbrudd prosesser er beskrevet i US patent nr. 3.254.719. Foretrukne polymersammensetninger er de hvori 20-40 prosent av amidgruppene har blitt hydrolysert anvendende alkalisk stoff.
Anvendelsen av kopolymerer av akrylamid med kvarternære salter av dimetylaminoetyl metakrylamid eller dimetylaminopropyl metakrylamid for å redusere friksjonstap i brønnbrudd prosesser er beskrevet i US patent nr. 4.152.274.
En fremgangsmåte for å anvende dispersjonspolymerer i kombinasjon med nitrogenholdige korrosjonsinhibitorer for å hindre korrosjon i en rørledning i kontakt med råolje emulsjoner som transporteres under turbulente strømningsforhold er beskrevet i US patent 5.939.362.
Verken 3.254.719 og 4.154.274 adresserer håndteringen av sikkerhetsproblemer assosiert med anvendelsen av tørre polymerer inneholdende surfaktanter og hydrokarbonløsemidler, mens 5.939.362 ikke adresserer anvendelsen av polymerer i vandige bruddfluider. Følgelig er det et pågående behov for å utvikle friksjonsreduserende midler for anvendelse i bruddfluider som løser håndteringen, sikkerheten og miljøtemaer beskrevet over.
Oppsummering av oppfinnelsen
Denne oppfinnelsen er rettet mot en fremgangsmåte for å redusere friksjon som følger av turbulent strøm i et vandig bruddfluid i en oljefeltbruddprosess ved tilsetning til det vandige bruddfluidet av én eller flere dispersjonspolymerer, hvori dispersjonspolymeren er sammensatt av fra 5 til 95 mol% av én eller flere ikkeioniske monomerer og fra 95 til 5 mol% av én eller flere anioniske monomerer valgt fra gruppen bestående av akrylsyre, metakrylsyre og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og salter derav og har en molekylvekt på minst 100.000, hvor dispersjonspolymeren er akrylamid/akrylsyre/akrylsyre natriumsalt terpolymer, hvor bruddfluidet omfatter ferskvann.
Polymeren benyttet i fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelsen resulterer i et miljøvennlig behandlingssystem som adresserer miljøproblemer for petroleumsproduserende industrier.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Definisjon av betegnelser
”Anionisk monomer” betyr en monomer som definert heri som innehar en negativ ladning. Representative anioniske monomerer inkluderer (met)akrylsyre, og dets salter inkluderer akrylsyre, natriumakrylat, ammoniumakrylat, metakrylsyre, natriummetakrylat, og ammoniummetakrylat; 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS) og dets natriumsalt; vinylsulfonsyre og dets salter inkludert natriumvinylsulfonat; styrensulfonsyre og dets salter; maleinsyre og dets salter, inkludert natriumsaltet og ammoniumsaltet; sulfopropylakrylat eller metakrylat eller andre vannløselige former av disse eller andre polymeriserbare karboksyl- eller sulfonsyrer; sulfometylert akrylamid; allylsulfonat; itakonsyre, akrylamidometylbutansyre; fumarsyre; vinylfosfonsyre; allylfosfonsyre, fosfonometylert akrylamid og lignende.
”Kationisk monomer” betyr en monomer som definert heri som innehar en positiv ladning. Representative kationiske monomerer inkluderer dialkylaminoalkylakrylater og metakrylater og deres kvarternære eller syrlige salter, dimetylaminoetylakrylatmetylkloridkvarternært salt, dimetylaminoetylakrylatmetylsulfat-kvarternært salt, dimetyleminoetylakrylatbenzylklorid-kvarternært salt, dimetylaminoetylakrylat svovelsyresalt, dimetylaminoetylakrylat saltsyresalt, dietylaminoetylakrylat, metylklorid kvarternært salt, dimetylaminoetylmetakrylatmetylklorid-kvarternært salt, dimetylaminoetylmetakrylatmetylsulfat-kvarternært salt, dimetylaminoetylmetakrylatbenzylkloridkvarternært salt, dimetylaminoetylmetakrylat svovelsyresalt, dimetylaminoetyl metakrylatsaltsyresalt, dimetylaminoetylmetakryloyl saltsyresalt, dialkylaminoalkylakrylamider eller metakrylamider og deres kvarternære eller sure salter så som akrylamidopropyltrimetylammoniumklorid, dimetylaminopropylakrylamid-metylsulfat-kvarternært salt, dimetylaminopropylakrylamidsvovelsyresalt, dimetyl-aminopropylakrylamid saltsyresalt, metakrylamidopropyltrimetylamminoimkklorid, dimetylaminopropylmetakrylamidmetylsulfat-kvarternært salt, dimetylaminopropylmetakrylamidsvovelsyresalt, dimetylaminopropylmetakrylamid saltsyresalt, dietylaminoetylakrylat, dietylaminoetylmetakrylat og diallyldialkylam moniumhalider så som diallyldietylammoniumklorid og diallyldimetylammoniumklorid.
”Dispersjonspolymer” betyr en vannløselig polymer dispergert i en vandig kontinuerlig fase inneholdende et eller flere uorganiske salter. Representative eksempler på dispersjonspolymerisering av vannløselige polymerer i en vandig kontinuerlig fase kan finnes i US patent nr. 5.605.970; 5.837.776; 5.985.992; 4.929.655;
5.006.590; 5.597.859; 5.597.858; 6.171.505 og 6.265.477 og i europeisk patent nummer 183.466; 657.478 og 630.909 og PCT patentsøknad nr. US 01/10867.
Dispersjonspolymerer fremstilles ved å kombinere vann, ett eller flere uorganiske salter, en eller flere vannløselige monomerer, ethvert polymeriserbart additiv slik som chelater, pH-buffere eller kjedeoverførende midler, og en vannløselig stabiliseringspolymer. I tillegg kan ytterligere behandling, strukturmodifisering og/eller stabiliserende midler tilsettes til blandingen. Alle eller en del av denne blandingen lastes til en reaktor utstyrt med en blander, termostat, nitrogenlufterør og en vannkjøler. Løsningen blandes kraftig, varmes til den ønskede temperaturen og deretter tilsettes en vannløselig initiator. Løsningen luftes med nitrogen mens temperaturen og omrøring beholdes i flere timer. Under reaksjonsgangen blir en diskontinuerlig fase inneholdende den vannløselige polymeren dannet. En del av reaksjonsblandingen som inneholder enhver kombinasjon av utgangsmaterialene kan tilsettes på en semi-batch måte under forløpet av polymeriseringen for å forbedre behandlingen eller påvirke polymersammensetningen eller molekylvekten. Etter dette avkjøles produktene til romtemperatur, og ethvert post-polymeriseringsadditiv lastes til reaktoren. Vannkontinuerlige dispersjoner av vannløselige polymerer er frittflytende væsker med produktviskositeter på fra omtrent 50 til omtrent 10 000 centipoise (cP), som målt ved lavt skjær.
Uorganiske salter egnet for fremstilling av dispersjonspolymeren inkluderer uorganiske eller organiske sulfater, fosfater, klorider, fluorider, citrater, acetater, tartrater, hydrogenfosfater eller en blanding derav. Foretrukne salter innbefatter ammoniumsulfat, natriumsulfat, magnesiumsulfat, aluminiumsulfat, ammoniumhydrogenfosfat, natriumhydrogenfosfat, kaliumhydrogenfosfat, natriumklorid og ammoniumklorid. Saltene anvendes i vandig løsning typisk med en kombinert total konsentrasjon på 15 vekt % eller over i produktblandingen.
Ytterligere organiske kationiske salter kan anvendes alene eller i kombinasjon med de ovennevnte uorganiske saltene for å fremstille anioniske dispersjonspolymerer.
Foretrukne kationiske salter inkluderer tetraalkylammoniumhalider med fra 4 til 22 karbonatomer, substituerte tetraalkylammoniumhalider som har fra 4 til 22 karbonatomer, aryltrialkylammoniumhalider som har fra 9 til 22 karbonatomer og substituerte aryltrialkylammoniumhalider som har fra 9 til 22 karbonatomer er foretrukket. Typiske foretrukne kationiske salter innbefatter cetylpyridiniumklorid, cetylmetylammoniumklorid og benzyltrietylammoniumklorid.
Kationiske dispersjonspolymerer kan også fremstilles anvendende en blandning av de uorganiske saltene beskrevet over med ett eller flere anioniske salter og ett eller flere tiocyanater, perklorater, klorater, bromider, iodider eller nitrater innbefattende natrium-, kalium- eller ammoniumtiocyanat, natriumperklorat, natriumklorat, natriumbromid, natriumiodid, natriumnitrat og lignende.
Representative organiske anioniske salter inkluderer metall eller ammoniumsalter av trikloracetat og trifluormetansulfonat; sulfonater og disulfonater så som metansulfonat, etansulfonat, propansulfonat, butansulfonat, butandisulfonat, pentansulfonat, heksansulfonat, heksandisulfonat og oktandisulfonat; aryl og substituerte arylsulfonater og disulfonater så som benzensulfonat, nitrobenzensulfonat, xylensulfonat, toluensulfonat, benzendisulfonat, naftalensulfonat; dialkylsulfosukkinater så som diisobutylsulfosukkinat, diisooktylsulfosukkinat, dimetylsulfosukkinat, dietylsulfosukkinat og diisopropylsulfosukkinat; dicykloalkylsulfosukkinater og diarylsulfosukkinater. Foretrukne anioniske salter innbefatter natriumheksansulfonat, natriumbenzensulfonat, natriumxylensulfonat, natriumbenzendisulfonat, natriumbutandisulfonat, natriumheksandisulfonat, natriumoktandisulfonat og natriumdekandisulfonat. Den relativt hydrofobe naturen av disse saltene letter dispersjonsdannelse. Slike salter kan tilsettes i enhver rekkefølge med andre reaksjonskomponenter, og rekkefølgen av tilsetning kan anvendes for å utføre forandringer i polymerbehandlingen.
Egnede polymerstabiliserende midler for å fremstille kationisk og ikke-ioniske dispersjonspolymerer inkluderer vannløselige kationiske polymerer som fortrinnsvis er løselige i den vandige saltløsningen. Dispergeringsmiddelet anvendes i en mengde fra omtrent 1 til omtrent 10 vekt% basert på den totale vekten av dispersjonspolymeren. De polymere stabiliserende midlene eller stabilisatorene letter diskret partikkeldannelse og hindrer agglomerering og geldannelse.
Egnede kationiske stabilisatorer for å fremstille kationiske og ikke-ioniske dispersjonspolymerer inkluderer epiklorhydrin/dimetylaminpolymer, homopolymerer av kationiske diallyl-N,N-disubstituerte ammoniummonomerer, homopolymerer av N,N-disubstituerte-aminoetyl(met)akrylatmonomerer og deres kvarternære salter, homopolymerer av N,N-disubstituerte-aminopropyl(met)akrylamid og deres kvarternære salter, kopolymerer av diallyl-N,N-disubstituerte ammoniummonomerer og N,N-disubstituerte-aminoetyl(met)akrylatmonomerer og dere kvarternære salter, kopolymerer av diallyl-N,N-disubstituerte ammoniummonomerer og N,N-disubstituerte aminopropyl(met)akrylamidmonomerer og deres kvarternære salter og kationiske polymerer omfattende minst 20 mol% av en eller flere kationiske diallyl-N,N-disubstituerte ammoniummonomerer, N,N-disubstituerte-aminoetyl(met)akrylatmonomerer og deres kvarternære salter eller N,N-disubstituerteaminopropyl(met)akrylamid-monomerer og deres kvarternære salter og en eller flere ikke-ioniske monomerer, foretrukket (met)akrylamid, N-substituerte eller N,N-disubstituerte(met)akrylamid eller styren og blandinger derav. Den molekylære vekten av stabilisatoren er foretrukket i området omkring 10.000 til 10.000.000 g/mol.
Stabilisatorer anvendt for å fremstille anioniske og ikke-ioniske dispersjonspolymerer inkluderer anioniske ladete vannløselige polymerer med en molekylvekt på fra omtrent 10.000 til omtrent 10.000.000 og fortrinnsvis fra omtrent 1.000.000 til omtrent 3.000.000. Den stabiliserende polymeren må være løselig eller svakt løselig i saltløsningen og må være løselig i vann.
Representative anioniske stabilisatorer inkluderer polyakrylsyre, poly(met)akrylsyre, poly(2-akrylamido-2-metyl-1-propansvovelsyre), kopolymerer av 2-akrylamido-2-metyl-1-propansvovelsyre og en anionisk komonomer valgt fra akrylsyre og metakrylsyre, polymerer av en eller flere anioniske monomerer og en eller flere ikke-ioniske monomerer, og natriumsaltene av de tidligere nevnte anioniske stabilisatorene.
Ikke-ioniske dispergeringsmidler kan også anvendes alene eller i kombinasjon med de kationiske, anioniske og ikke-ioniske stabilisatorene beskrevet heri for å fremstille kationiske, anioniske og ikke-ioniske dispersjonspolymerer. Representative ikke-ioniske dispergeringsmidler inkluderer polyvinylalkohol, polyvinylpyrrolidinon, polyatylenglycol, polypropylenglycol, polyetylenoksid, polyetylen, oppløselig stivelse, poly(N-vinylpyridin) og lignende.
En multifunksjonell alkohol slik som glyserin eller etylenalkohol kan også inkluderes i polymeriseringssystemet. Avsetningen av de fine partiklene blir jevnt utført i nærværet av disse alkoholene.
Polymeriseringsreaksjonen initieres på enhver måte som resulterer i generering av et egnet fritt radikal. Initiering kan induseres gjennom anvendelsen av ethvert antall konvensjonelle systemer inkludert termiske, fotokjemiske, eller redokskoblede initieringssystemer. Termisk avledete radikaler, i hvilke de radikale artene stammer fra termisk homolytisk dissosiering av vannløselige azo-, peroksid-, hydroksyperoksid- og peresterforbindelser, er foretrukket. Spesielt foretrukket er azoforbindelser inkludert 2’,2’-axobis(2-amidinopropan)dihydroklorid og 2,2’-azobis(N,N’-dimetylenisobutylamin)hydroklorid og lignende.
Et polymerkim kan tilsettes til reaksjonsblandingen før initieringspolymeriseringen av monomeren for formålet av å lette en fin dispersjon av partikler. Polymerkimet er en vannløselig polymer som er uløselig i den vandige løsningen av det polyvalente anioniske saltet. Monomersammensetningen av polymerkimet trenger ikke være identisk med det av den vannløselige polymeren dannet under polymerisering. Polymerkimet er fortrinnsvis en polymer fremstilt ved dispersjonspolymerprosessen beskrevet heri.
Ettersom dispersjonspolymeren ikke inneholder surfaktanter eller olje, er dispersjonspolymerene miljøvennlige. Videre sidestiller fraværet av olje i dispersjonspolymeren til slike polymerer som i praksis har null flyktig organisk innhold (VOC) og dramatisk redusert biologisk oksygenbehov (BOC), karbon-oksygenbehov (COD) og total organisk karbon (COD) sammenlignet med konvensjonelle inverse emulsjonspolymerer. Dette er en annen miljøfordel av slike polymerer.
”(Met)akrylsyre” betyr akrylsyre eller metakrylsyre eller salter derav.
”(Met)akrylamid” betyr akrylamid eller metakrylamid.
”Monomer” betyr en polymeriserbar allyl-, vinyl- eller akrylforbindelse.
”Ikke-ionisk monomer” betyr en monomer som definert heri som er elektrisk nøytral. Representative ikke-ioniske vannløselige monomerer inkluderer akrylamid, metakrylamid, N-metylakrylamid, N,N-dimetylakrylamid, N,N-dietylakrylamid, N-isopropylakrylamid, N-vinylformamid, N-vinylmetylacetamid, dimetylhydroksypro pyl(met)akrylat, hydroksypropylmetakrylat, N-t-butylakrylamid, N-metylolakrylamid, vinylacetat, akrylonitril, 2-etylheksylakrylat og lignende.
”RSV” står for ”redusert spesifikk viskositet”. Innen en serie av polymerhomologer som er hovedsakelig lineære og oppløst, er ”redusert spesifikk viskositet (RSV)” målinger for fortynnede polymerløsninger en indikasjon på polymerkjedelengde og gjennomsnittlig molekylvekt ifølge Paul J. Flory, i ”Principles of Polymer Chemistry”, Cornell University Press, Ithaca, NY, © 1953, kapittel VII, ”Determination of Molecular Weights”, sider 266-316. RSV måles ved en gitt polymerkonsentrasjon og temperatur og beregnes som følger:
hvor
η = viskositet av polymerløsning
ηo= viskositet av løsemiddel ved samme temperatur
c = konsentrasjon av polymer i løsning
Enhetene for konsentrasjon ”c” er (g/100 ml eller g/desiliter). Derfor er enhetene for RSV dl/g. I denne patentsøknaden, blir en 1,0 eller 0,125 molar natriumnitratløsning anvendt for å måle RSV. Polymerkonsentrasjonen i løsemiddelet måles ved omtrent 0,045 g/dl. RSV måles ved 30 ºC. Viskositetene η og ηomåles anvendende et Cannon-Ubbelohde semimikro fortynningsviskosimeter, størrelse 75. Viskosimeteret er montert i en perfekt vertikal posisjon i et konstant temperaturbad justert til 30 ± 0,02 ºC. Den iboende feil i beregningen av RSV er omtrent 2 dl/g. Når to polymerhomologer innen en serie har lignende RSVer indikerer det at de har like molekylvekter.
Foretrukne utførelser
Dispersjonen beskrevet heri tilsettes til et vandig bruddfluid for å redusere friksjonen som resulterer fra turbulent strøm i det vandige bruddfluidet i en oljefeltbruddprosess der bruddfluidet pumpes ved høy hastighet inn i en underjordisk formasjon. Typiske hastigheter for bruddfluider, som vanligvis pumpes gjennom en omtrent 5-10 cm (2-4 tommer) ledning, varierer fra omtrent 1,5 m (5 fot) til omtrent 24 m (80 fot) eller flere meter (fot) per sekund og er mest vanlig omtrent 3 m (10 fot) per sekund.
Typiske dispersjonspolymerer benyttet i denne oppfinnelsen har RSVer fra omtrent 10 til omtrent 50 og inneholder fra omtrent 10 til omtrent 30 prosent polymeraktive stoffer.
Polymerene benyttet i denne oppfinnelsen har en molekylvekt på minst omtrent 100.000 der den øvre grensen av molekylvekten er begrenset kun av løseligheten av polymeren i bruddfluidet. Foretrukne polymerer har en molekylvekt på minst en million og mer foretrukne polymerer har en molekylvekt på minst fem millioner.
De vandige bruddfluidene benyttet i denne oppfinnelsen inkluderer ferskvann, saltoppløsninger inneholdende polyvalente kationer, inkludert natriumklorid, kaliumklorid, ammoniumklorid og kalsiumklorid, og syrliggjørende fluider.
Forskjellige additiver kan tilsettes til bruddfluidet for å endre de fysiske egenskapene av fluidet eller tjene en viss fordelaktig funksjon. Vanligvis tilsettes et tungtoppløselig fast stoff slik som sand eller andre harde materialer som tjener til å holde bruddene åpne etter bruddoperasjonen. Fluidtapmidler kan også tilsettes for delvis å forsegle de mer porøse delene av formasjonen slik at bruddet oppstår i de mindre porøse sjiktene. Viskositetsdannende midler kan også tilsettes slik at det tungtoppløselige faste stoffet kan dispergeres innen fluidet under injisering og lettere bæres.
Andre oljefeltadditiver kan også tilsettes til bruddfluidet inkludert emulsjonsnedbrytere, antiskummidler, kjelsteinsforhindrende midler, H2S og O2-scavengere, biosider, overflatespenningsreduserende midler, skifer- og leirestabilisatorer, parafiner/ asfalten-inhibitorer og korrosjonsinhibitorer.
Foretrukne korrosjonsinhibitorer inkluderer kvarternære ammoniumsalter, alkylsubstituerte heterosykluser, amider og imidazoliner som beskrevet i US patent nr.
5.939.362.
Sammensetningen av bruddfluidet kan justeres avhengig av den spesielle brønn eller formasjonen som skal briste. For eksempel, i brudd av visse formasjoner kan det være ønskelig å anvende en høy konsentrasjon av det tungtoppløselige faste stoffet, mens i andre formasjoner bør lite eller ingen tungtoppløselige faste stoffer anvendes.
Vanligvis tilsettes polymeren til bruddfluidet kontinuerlig i en mengde på fra omtrent 25 til omtrent 2500 ppm, fortrinnsvis fra omtrent fra 50 til 1.000 ppm og mer foretrukket fra omtrent 100 til omtrent 300 basert på det vandige bruddfluidet.
Dispersjonspolymeren påføres fortrinnsvis på stedet med en blander som doserer produktet i bruddfluidet. Dispersjonspolymeren kan tilsettes ved å enkelt helle fra beholderen inn i fluidstrømmen eller meget nøyaktig anvende en positiv fortrengningspumpe koblet til en tilbakemater fra mengdemåleren på blanderen.
I et foretrukket aspekt av denne oppfinnelsen, består dispersjonspolymeren av fra omtrent 5 til omtrent 50 mol% av en eller flere ikke-ioniske monomerer og fra omtrent 95 til omtrent 50 mol% av en eller flere kationiske monomerer valgt fra gruppen bestående av dialkylaminoalkylakrylater og metakrylater og deres kvarternære eller syresalter.
I et annet foretrukket aspekt er de kationiske monomerene valgt fra dimetylaminoetylakrylatmetylkloridkvarternært salt og dimetylaminoetylakrylatbenzylkloridkvarternært salt.
I et annet foretrukket aspekt er dispersjonspolymeren akrylamid/dimetylaminoetylakrylatmetylklorid-kvarternært salt/dimetylaminoetylakrylatbenzylkloridkvarternært salt terpolymer.
I et annet foretrukket aspekt er dispersjonspolymeren akrylamid/dimetylaminoetylakrylatmetylklorid-kvarternært salt kopolymer.
I et annet foretrukket aspekt består dispersjonspolymeren av fra omkring 5 til omkring 50 mol% av en eller flere ikke-ioniske monomerer og fra omkring 95 til omkring 50 mol% av en eller flere anioniske monomerer valgt fra gruppen bestående av akrylsyre, metakrylsyre og 2-akrylamido-2-metylpropansvovelsyre og saltene derav.
I et annet foretrukket aspekt er dispersjonspolymeren akrylamid/akrylsyrenatriumsalt kopolymer.
I et annet foretrukket aspekt er dispersjonspolymeren akrylamid/akrylsyre kopolymer.
I et annet foretrukket aspekt er dispersjonspolymeren akrylamid/akrylsyre/akrylsyrenatriumsalt terpolymer.
I et annet foretrukket aspekt har dispersjonspolymeren en molekylvekt på minst 1.000.000.
I et annet foretrukket aspekt har dispersjonspolymeren en molekylvekt på minst 5.000.000.
I et annet foretrukket aspekt er bruddfluidet valgt fra gruppen bestående av ferskvann, saltoppløsninger og vandige syrer.
I et annet foretrukket aspekt tilsettes en eller flere korrosjonsinhibitorer til bruddfluidet.
I et annet foretrukket aspekt er korrosjonsinhibitoren valgt fra gruppen bestående av kvarternære ammoniumsalter, alkylsubstituerte heterosykluser, amider og imidazoliner.
Det foregående kan bedre forstås ved referanse til de følgende eksempler.
Eksempel 1
Polymeren blir testet i en resirkulerende loop bestående av en 189,3 l (50 gallon) tank, overliggende omrører for tanken, resirkuleringspumpe og 1,09 cm (0,43 tommer) i.d. rustfritt stål loop. Mens pumpen og omrøreren går, blir en tilmålt mengde dispersjonspolymer tilsatt til tanken ved konsentrasjonene vist i tabell 1.
Tre basefluidsystemer anvendes: kranvann ved 32,2 °C (90 °F), kranvann ved 4,4 °C (40 °F) og 15 % vandig HCl løsning ved 26,7 °C (80 °F). Trykkforskjellen (DP) av disse fluidene over 17,37 meter (57 fot) ledning ved strømningshastigheter på 9,5, 15,1, 22,7, 30,3 og 37,6 l/min (2,5, 4, 6, 8 og 10 gallon/min) registreres som baselinjen. Effektiviteten av en friksjonsreduser representeres ved en prosentdel (%FR) basert på mengden av trykkfallet (DP) som polymerløsningen produserer mot trykkfallet av det tilsvarende basefluidet.
Polymeren, doseringen, fluidet og temperaturen som ble testet er oppsummert i tabell 1. Effektiviteten av polymeren er listet i tabeller 2, 3 og 4.
I tabeller 1-4, er Polymer A en 20 % polymeraktiv akrylamid/dimetylaminoetylakrylatbenzylkloridkvarternært salt/dimetylaminoetylakrylatmetylklorid-kvarternært salt terpolymer (65/15/20 molforhold) dispersjon, RSV = 25 til 35 dl/g; Polymer B er en 20 % polymeraktiv akrylamid/dimetylaminoetylakrylatbenzylkloridkvarternært salt/dimetylaminoetylakrylatmetylklorid-kvarternært salt terpolymer (65/25/10 molforhold) dispersjon, RSV = 15 til 25 dl/g; Polymer C er en 15 % polymeraktiv akrylamid/dimetylaminoetylakrylatmetylklorid-kvarternært salt kopolymer (90/10 molforhold) dispersjon, RSV = 13,5 til 21,0 dl/g; og Polymer D er en 25 % polymeraktiv akrylamid/akrylsyre/natriumakrylatterpolymer (70/25/5 molforhold) dispersjon, RSV = 24,0 til 32,0 dl/g. Polymerer A-D er tilgjengelige fra Ondeo Nalco Company, Naperville, IL.
Tabell 1
Representative polymerer og basefluider testet for friksjonsreduksjon.
Tabell 2
Ytelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduserere i 15 % saltsyre.
Som vist i tabell 2 viser kationiske polymerer med forskjellige grader av kationisk ladning og monomersammensetning effektivitet som friksjonsreduserer i en 15 % saltsyreløsning. Dataene indikerer også at en høyere strømningshastighet, der turbulens er kraftigere, gjør fordelen av å ha en polymer i fluidet høyere.
Tabell 3
Ytelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduserere i 32,2 °C (90 °F) kranvann.
Som vist i tabell 3, i relativt varmt ferskvann som simulerer sommerfeltvannbetingelser, er alle polymerene effektive.
Tabell 4
Ytelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduserer i 4,4 °C (40 °F) kranvann.
Som vist i tabell 4, i relativt kaldt ferskvann som simulerer vinterfelte vannbetingelser, viser alle polymerene som var testet effektivitet.

Claims (5)

Patentkrav
1. Fremgangsmåte for å redusere friksjon som følger av turbulent strøm i et vandig bruddfluid i en oljefeltbruddprosess,
k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter å tilsette til det vandige bruddfluidet en effektiv friksjonsreduserende mengde av én eller flere dispersjonspolymerer, hvori dispersjonspolymeren er sammensatt av fra omkring 5 til omkring 50 mol% av én eller flere ikke-ioniske monomerer og fra omkring 95 til omkring 50 mol% av én eller flere anioniske monomerer valgt fra gruppen bestående av akrylsyre, metakrylsyre og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og salter derav og har en molekylvekt på minst 100.000, hvor dispersjonspolymeren er akrylamid/akrylsyre/ akrylsyre natriumsalt terpolymer, hvor bruddfluidet omfatter ferskvann.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d at dispersjonspolymeren har en molekylvekt på minst 1.000.000.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d at dispersjonspolymeren har en molekylvekt på minst 5.000.000.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d ytterligere å omfatte å tilsette én eller flere korrosjonsinhibitorer til bruddfluidet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
k a r a k t e r i s e r t v e d at korrosjonsinhibitoren er valgt fra gruppen bestående av kvarternære ammoniumsalter, alkylsubstituerte heterosykluser, amider og imidazoliner.
NO20044777A 2002-04-03 2004-11-03 Anvendelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduksjonsmiddel i vanndige bruddfluider NO344411B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/115,852 US6787506B2 (en) 2002-04-03 2002-04-03 Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids
PCT/US2003/010260 WO2003085232A1 (en) 2002-04-03 2003-04-03 Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20044777L NO20044777L (no) 2004-12-30
NO344411B1 true NO344411B1 (no) 2019-12-02

Family

ID=28673854

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20044777A NO344411B1 (no) 2002-04-03 2004-11-03 Anvendelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduksjonsmiddel i vanndige bruddfluider

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6787506B2 (no)
EP (1) EP1490581A4 (no)
AR (1) AR039247A1 (no)
BR (1) BRPI0308889B1 (no)
CA (1) CA2479210C (no)
CO (1) CO5631471A2 (no)
MX (1) MXPA04009500A (no)
NO (1) NO344411B1 (no)
NZ (1) NZ535435A (no)
RU (1) RU2363719C2 (no)
SA (1) SA03240199B1 (no)
WO (1) WO2003085232A1 (no)

Families Citing this family (86)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7091159B2 (en) * 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
US7741251B2 (en) 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
WO2004050791A1 (en) * 2002-12-02 2004-06-17 Genesis International Oilfield Services Inc. Drilling fluid and methods of use thereof
US7220708B2 (en) * 2003-02-27 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid component
US6784141B1 (en) * 2003-04-21 2004-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, aqueous well treating fluids and friction reducers therefor
US7759292B2 (en) 2003-05-16 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US8278250B2 (en) 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
US8962535B2 (en) 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US8091638B2 (en) 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7117942B2 (en) * 2004-06-29 2006-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US7182136B2 (en) * 2003-07-02 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation
US8631869B2 (en) 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US8251141B2 (en) 2003-05-16 2012-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US20050049327A1 (en) * 2003-09-02 2005-03-03 Vladimir Jovancicevic Drag reducing agents for multiphase flow
US7192907B2 (en) * 2003-09-03 2007-03-20 M-I L.L.C. High performance water-based drilling mud and method of use
US7159655B2 (en) * 2003-09-25 2007-01-09 Bj Services Company Method for inhibiting or controlling inorganic scale formations
US7398824B1 (en) 2003-09-25 2008-07-15 Bj Services Company Method for inhibiting or controlling inorganic scale formations with copolymers of acrylamide and quaternary ammonium salts
JP4230881B2 (ja) * 2003-10-23 2009-02-25 富士通マイクロエレクトロニクス株式会社 半導体集積回路、及びレベル変換回路
US7159656B2 (en) * 2004-02-18 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections
US20050203263A1 (en) * 2004-03-15 2005-09-15 Rodrigues Klein A. Aqueous treatment compositions and polymers for use therein
US20050215439A1 (en) * 2004-03-29 2005-09-29 Blair Cecil C Clay stabilization in sub-surface formations
US7207387B2 (en) * 2004-04-15 2007-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores
US7114568B2 (en) * 2004-04-15 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid
US7216707B2 (en) * 2004-06-21 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions
RU2267517C1 (ru) * 2004-11-16 2006-01-10 ООО "Нефтехимсервис" Способ обработки нефти и нефтепродуктов
FR2878018B1 (fr) * 2004-11-18 2008-05-30 Inst Francais Du Petrole Methode de transport d'un produit visqueux par ecoulement en regime de lubrification parietale
US7004254B1 (en) * 2005-06-17 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
US20080110624A1 (en) * 2005-07-15 2008-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells
US7441598B2 (en) * 2005-11-22 2008-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations
WO2007130440A2 (en) * 2006-05-05 2007-11-15 Envirofuels, Llc Improved fracturing fluids for use in oil and gas recovery operations
US20080023071A1 (en) * 2006-07-28 2008-01-31 Smith Kenneth W Hydrate inhibited latex flow improver
US7884144B2 (en) * 2006-07-28 2011-02-08 Conocophillips Company Hydrate inhibited latex flow improver
WO2008020212A1 (en) * 2006-08-16 2008-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
US7504366B2 (en) * 2006-08-16 2009-03-17 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
US7311146B1 (en) * 2006-08-16 2007-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7730950B2 (en) 2007-01-19 2010-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
DE102007020778A1 (de) * 2007-05-03 2008-11-06 Giesecke & Devrient Gmbh Vorrichtung zur Handhabung von Wertdokumenten
US7846878B2 (en) 2007-07-17 2010-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Friction reducer performance in water containing multivalent ions
US7579302B2 (en) * 2007-07-17 2009-08-25 Halliburton Energy Services, Inc. Friction reducer performance by complexing multivalent ions in water
US8020617B2 (en) 2007-09-11 2011-09-20 Schlumberger Technology Corporation Well treatment to inhibit fines migration
US20090105097A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Carlos Abad Degradable Friction Reducer
US20090253594A1 (en) 2008-04-04 2009-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for placement of sealant in subterranean intervals
US9005397B2 (en) * 2008-08-22 2015-04-14 Akzo Nobel N.V. Polymer dispersion
US7913759B2 (en) * 2008-09-29 2011-03-29 E. I. Du Pont De Nemours And Company Method for enhanced recovery of oil from oil reservoirs
US8360152B2 (en) 2008-10-21 2013-01-29 Encana Corporation Process and process line for the preparation of hydraulic fracturing fluid
US8865632B1 (en) 2008-11-10 2014-10-21 Cesi Chemical, Inc. Drag-reducing copolymer compositions
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US20100324166A1 (en) * 2009-06-18 2010-12-23 Champion Technologies, Inc. Using dispersion polymers with nonionic characteristics and formulations to reduce friction
US8420576B2 (en) 2009-08-10 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods
US8157010B2 (en) * 2010-09-21 2012-04-17 Polymer Ventures, Inc. Treatment of subterranean formations
CA2732287C (en) * 2011-02-18 2017-12-12 Snf Holding Company A process for achieving improved friction reduction in hydraulic fracturing and coiled tubing applications in high salinity conditions
EP2885374B1 (en) * 2012-08-17 2020-07-01 Ecolab USA Inc. Environmentally beneficial recycling of brines in the process of reducing friction resulting from turbulent flow
ITMI20122248A1 (it) * 2012-12-28 2014-06-29 Eni Spa "metodo per ridurre la caduta di pressione associata ad un fluido sottoposto ad un flusso turbolento"
US8631868B1 (en) 2013-02-27 2014-01-21 Polymer Ventures Inc. Treatment of subterranean formations
CA2906958A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Kemira Oyj Friction reducing polymers
US10711173B2 (en) * 2013-05-31 2020-07-14 Solvay Usa Inc. Salt tolerant friction reducer
CN103602329B (zh) * 2013-12-04 2016-03-30 黑龙江勇峰化工添加剂有限公司 一种压裂用减阻剂
CN104946227B (zh) * 2014-03-27 2017-12-26 中国石油化工股份有限公司 一种滑溜水减阻剂及其制备方法
AR101212A1 (es) * 2014-07-15 2016-11-30 Solvay Usa Inc Reductor de fricción tolerante a la sal
CN104403656A (zh) * 2014-11-27 2015-03-11 胜利油田胜利化工有限责任公司 一种新型两性离子滑溜水压裂液及其制备方法
EP3286279A1 (en) 2015-04-20 2018-02-28 Evonik Corporation Friction reducing terpolymer compositions and method of fracturing
US11162011B2 (en) 2015-08-26 2021-11-02 Solvay Usa Inc. Diluted cationic friction reducers
AR106581A1 (es) 2015-11-04 2018-01-31 Ecolab Usa Inc Composiciones reductoras de fricción formuladas con salmuera de alta concentración
AR106771A1 (es) * 2015-11-23 2018-02-14 Ecolab Usa Inc Sistema de gel débil para recuperación de petróleo mejorada química
US10081758B2 (en) 2015-12-04 2018-09-25 Ecolab Usa Inc. Controlled release solid scale inhibitors
US10655080B2 (en) 2016-02-17 2020-05-19 Ecolab Usa Inc. Corn syrup, an inversion aid for water-in-oil polymer emulsions
WO2017200864A1 (en) 2016-05-16 2017-11-23 Ecolab USA, Inc. Slow-release scale inhibiting compositions
US10982519B2 (en) 2016-09-14 2021-04-20 Rhodia Operations Polymer blends for stimulation of oil and gas wells
CN106566523A (zh) * 2016-11-02 2017-04-19 成都劳恩普斯科技有限公司 一种聚合物型酸性滑溜水及其制备方法
WO2018118762A1 (en) 2016-12-23 2018-06-28 Ecolab Usa Inc. Controlled release solid scale inhibitors
US10876026B2 (en) * 2017-05-02 2020-12-29 M-I L.L.C. Wellbore fluids and methods of use thereof
WO2019139597A1 (en) 2018-01-11 2019-07-18 Calhoun Chemical, Llc System for making a composition of matter
EP3556823A1 (en) 2018-04-19 2019-10-23 Basf Se Method of slickwater fracturing
CA3115384A1 (en) * 2018-10-11 2020-04-16 Rhodia Operations Polymer dispersion by controlled radical polymerization
WO2020079148A1 (en) 2018-10-18 2020-04-23 Basf Se Process of fracturing subterranean formations
WO2020088858A1 (en) * 2018-11-02 2020-05-07 Rhodia Operations Polymer dispersions for wax inhibition during stimulation treatment
AU2018450648B2 (en) 2018-11-26 2024-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers
US11326091B2 (en) 2020-03-26 2022-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Water-based friction reducing additives
CN112029491A (zh) * 2020-09-15 2020-12-04 郑州德融科技有限公司 一种压裂用减阻剂及其生产工艺
CN113372488B (zh) * 2021-06-30 2022-04-05 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 具有反聚电解质行为的盐水基压裂液增稠剂及其制备方法
US20240117243A1 (en) * 2022-10-07 2024-04-11 Terra-Ace Intermediate Holdings, LLC Aqueous Based, Water-Soluble Polymer Slurry System

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3254719A (en) * 1964-08-04 1966-06-07 Dow Chemical Co Method for decreasing friction loss in a well fracturing process
US3562226A (en) * 1969-08-13 1971-02-09 Calgon Corp Friction reducing
US4152274A (en) * 1978-02-09 1979-05-01 Nalco Chemical Company Method for reducing friction loss in a well fracturing process
US4323123A (en) * 1978-07-17 1982-04-06 Phillips Petroleum Company Gelled compositions and well treating
US4752404A (en) * 1987-03-04 1988-06-21 Phillips Petroleum Company Blends of water soluble polymers
US5939362A (en) * 1995-03-27 1999-08-17 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Enhanced corrosion protection by use of friction reducers in conjuction with corrosion inhibitors

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3451480A (en) * 1967-04-19 1969-06-24 Calgon Corp Friction loss reducing
US4725372A (en) * 1980-10-27 1988-02-16 The Dow Chemical Company Aqueous wellbore service fluids
CA1267483A (en) 1984-11-19 1990-04-03 Hisao Takeda Process for the production of a water-soluble polymer dispersion
JPH0651755B2 (ja) 1988-10-14 1994-07-06 ハイモ株式会社 水溶性カチオンポリマー分散液の製造方法
ES2126018T3 (es) 1993-06-04 1999-03-16 Nalco Chemical Co Procedimiento de polimerizacion de dispersiones.
US5597858A (en) 1993-06-10 1997-01-28 Nalco Chemical Company Hydrophobically associating dispersants used in forming polymer dispersions
US6133368A (en) 1993-12-09 2000-10-17 Nalco Chemical Company Seed process for salt dispersion polymer
AU8024794A (en) 1993-12-09 1995-06-15 Nalco Chemical Company An improved process for the preparation of water soluble polymer dispersion
US5605970A (en) 1996-03-20 1997-02-25 Nalco Chemical Company Synthesis of high molecular weight anionic dispersion polymers
US5837776A (en) 1996-03-20 1998-11-17 Nalco Chemical Company Process for producing water soluble anionic dispersion polymers
US5756004A (en) * 1997-05-13 1998-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Quaternary ammonium compounds useful for inhibiting metal corrosion
US5985992A (en) 1997-12-10 1999-11-16 Cytec Technology Corp. Anionic polymer products and processes
US6171505B1 (en) 1998-04-03 2001-01-09 Nalco Chemical Company Higher actives dispersion polymer to aid clarification, dewatering, and retention and drainage
US6265477B1 (en) 1999-09-08 2001-07-24 Nalco Chemical Company Aqueous dispersion of a particulate high molecular weight anionic or nonionic polymer

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3254719A (en) * 1964-08-04 1966-06-07 Dow Chemical Co Method for decreasing friction loss in a well fracturing process
US3562226A (en) * 1969-08-13 1971-02-09 Calgon Corp Friction reducing
US4152274A (en) * 1978-02-09 1979-05-01 Nalco Chemical Company Method for reducing friction loss in a well fracturing process
US4323123A (en) * 1978-07-17 1982-04-06 Phillips Petroleum Company Gelled compositions and well treating
US4752404A (en) * 1987-03-04 1988-06-21 Phillips Petroleum Company Blends of water soluble polymers
US5939362A (en) * 1995-03-27 1999-08-17 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Enhanced corrosion protection by use of friction reducers in conjuction with corrosion inhibitors

Also Published As

Publication number Publication date
RU2004132196A (ru) 2005-05-10
AR039247A1 (es) 2005-02-16
CO5631471A2 (es) 2006-04-28
AU2003226237A1 (en) 2003-10-20
SA03240199B1 (ar) 2008-06-03
NO20044777L (no) 2004-12-30
BRPI0308889B1 (pt) 2016-05-31
MXPA04009500A (es) 2005-05-17
US6787506B2 (en) 2004-09-07
RU2363719C2 (ru) 2009-08-10
EP1490581A1 (en) 2004-12-29
WO2003085232A1 (en) 2003-10-16
US20030191030A1 (en) 2003-10-09
CA2479210A1 (en) 2003-10-16
EP1490581A4 (en) 2006-09-13
BR0308889A (pt) 2005-01-11
NZ535435A (en) 2006-07-28
CA2479210C (en) 2011-01-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO344411B1 (no) Anvendelse av dispersjonspolymerer som friksjonsreduksjonsmiddel i vanndige bruddfluider
US11781055B2 (en) Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations
US9315722B1 (en) Methods for improving friction reduction in aqueous brine
US9249352B2 (en) Aqueous fracturing fluid composition and fracturing process using the composition
RU2447124C2 (ru) Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта
RU2301244C2 (ru) Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе
AU2015374328B2 (en) Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof
US20190241796A1 (en) Polymeric drag reducing compositions and methods for reducing drag and/or increasing viscosity of fluids in oil and/or gas wells
NO315979B1 (no) Fremgangsmåte for forhindring av korrosjon av metalloverflatene på en rörledning
AU2003226237B2 (en) Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids
WO2021248305A1 (en) Inverting surfactants for inverse emulsions
US11560510B2 (en) Aqueous fracturing fluid composition and fracturing process using the composition
WO2022047399A1 (en) Friction reducer compositions comprising nanocellulose

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees