RU2363719C2 - Применение полимера в виде дисперсии в качестве агента, снижающего трение в водных жидкостях для гидроразрыва - Google Patents

Применение полимера в виде дисперсии в качестве агента, снижающего трение в водных жидкостях для гидроразрыва Download PDF

Info

Publication number
RU2363719C2
RU2363719C2 RU2004132196/03A RU2004132196A RU2363719C2 RU 2363719 C2 RU2363719 C2 RU 2363719C2 RU 2004132196/03 A RU2004132196/03 A RU 2004132196/03A RU 2004132196 A RU2004132196 A RU 2004132196A RU 2363719 C2 RU2363719 C2 RU 2363719C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
dispersion polymer
polymer
dispersion
fracturing fluid
mol
Prior art date
Application number
RU2004132196/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2004132196A (ru
Inventor
Сесил С. БЛЭР (US)
Сесил С. БЛЭР
Кин Тай ЧАНГ (US)
Кин Тай ЧАНГ
Дуэйн С. ТРЭЙБИГ (US)
Дуэйн С. ТРЭЙБИГ
Курт С. ГЕРКЕН (US)
Курт С. ГЕРКЕН
Original Assignee
Налко Компани, корпорация штата Делавэр
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 Налко Компани, корпорация штата Делавэр filed Critical Налко Компани, корпорация штата Делавэр
Publication of RU2004132196A publication Critical patent/RU2004132196A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2363719C2 publication Critical patent/RU2363719C2/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
    • C09K8/84—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

Abstract

Изобретение относится к способу использования водорастворимых полимеров в виде дисперсии для снижения трения в водной жидкости для гидроразрыва при закачивании ее с высокой скоростью через обсадные трубы нефтяной скважины или колонну труб. Способ снижения трения, возникающего от турбулентности потока в водной жидкости для гидроразрыва в процессе гидравлического разрыва пласта нефтяного месторождения, включает добавление в водную жидкость для гидроразрыва эффективного для снижения трения количества по меньшей мере одного дисперсионного полимера, причем дисперсионный полимер состоит из от примерно 50 до примерно 95 мол. процентов одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 5 до примерно 50 мол. процентов одного или нескольких катионных или анионных мономеров и имеет молекулярную массу, по меньшей мере, 100000, причем дисперсионный полимер диспергируется в водной непрерывной фазе, содержащей одну или несколько неорганических солей, до добавления в жидкость для гидроразрыва. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - получение благоприятных для окружающей среды систем обработки, направленных на решение проблем защиты окружающей среды в нефтедобывающих отраслях промышленности. 13 з.п. ф-лы, 4 табл.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу использования водорастворимых полимеров в виде дисперсии для снижения трения, возникающего под действием турбулентного потока в водной жидкости для гидроразрыва при закачивании ее с высокой скоростью через обсадные трубы нефтяной скважины или колонну труб.
Известный уровень техники
При интенсификации добычи нефти большое количество жидкости для гидроразрыва закачивают через бурильную скважину под высоким давлением и с очень высокой скоростью на глубину от примерно 500 метров до 6 километров или больше, вызывая разрушение формации вокруг бурильной скважины. Затем давление падает, и нефть начинает просачиваться через трещины в ствол нефтяной скважины, откуда ее выкачивают на поверхность.
Турбулентность, возникающая при закачивании жидкости для гидроразрыва через трубу под давлением, приводит к появлению трения, увеличивая тем самым количество энергии, необходимой для перемещения этого количества жидкости с такой же скоростью.
Обычно для изменения реологических свойств жидкости используют высокомолекулярные линейные полимеры, так что турбулентный поток минимален, что предотвращает соответствующую потерю энергии в жидкости при ее закачивании в трубопровод. Хороший агент, понижающий трение, будет вызывать заметное снижение трения при малых концентрациях, будет недорогим и будет иметь высокую стабильность при сдвиге, температуре и давлении.
Несмотря на то, что стандартные полимерные эмульсионные латексы, в которых частицы твердого полимера диспергированы в углеводородном растворителе и стабилизированы поверхностно-активными веществами, имеют подходящую молекулярную массу, они ограниченно используются вследствие опасности для окружающей среды углеводородов и поверхностно-активных веществ в случае их разливания или выброса на землю или на морскую платформу и вследствие потенциальной пожарной опасности, связанной с использованием углеводородных растворителей. Полимерные латексы также должны быть подвергнуты операции обращения фаз перед использованием, что предусматривает использование дополнительных поверхностно-активных веществ.
Сухие полимеры традиционно используются в этих областях вследствие высокой концентрации полимера, доступного в таком виде, по сравнению с полимерными растворами. Однако сухие полимеры трудно растворяются и требуют специального оборудования, а также значительных энергозатрат и расхода воды для обеспечения соответствующего перевода сухого полимера в активную разбавленную форму. В отдаленных районах бурения часто наблюдается нехватка оборудования, энергии и воды и требуются значительные финансовые вложения для обеспечения всего процесса.
Использование сополимеров акриламида с различными катионными и анионными мономерами для снижения потерь от трения в процессах гидравлического разрыва пласта раскрыто в патенте США №3254719.
Предпочтительными полимерными композициями являются те, в которых 20-40 процентов амидных групп гидролизовано с использованием основания.
Использование сополимеров акриламида с четвертичными солями диметиламиноэтилметакриламида или диметиламинопропилметакриламида для снижения потерь от трения в процессах гидравлического разрыва пласта раскрыто в патенте США №4152274.
Способ использования полимеров в виде дисперсии в сочетании с содержащими азот ингибиторами коррозии для предупреждения коррозии в трубопроводе, контактирующем с эмульсиями сырой нефти, транспортируемыми в условиях турбулентного потока, раскрыт в патенте США №5939362.
Ни в одном из патентов 3254719 или 4154274 не упоминается о проблемах транспортировки и безопасности, связанных с использованием сухих полимеров или полимеров, содержащих поверхностно-активные вещества и углеводородные растворители, а в патенте 5939362 не упоминается об использовании полимеров в водных жидкостях для гидроразрыва. Согласно этому существует настоятельная потребность в разработке агентов, понижающих трение для использования в жидкостях для гидроразрыва, которые позволили бы решить проблемы транспортировки, безопасности и загрязнения окружающей среды, рассмотренные выше.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к способу снижения трения, возникающего от турбулентного потока в водной жидкости для гидроразрыва в процессе разработки нефтяного месторождения с гидравлическим разрывом, включающему добавление в водную жидкость для гидроразрыва эффективного для снижения трения количества одного или нескольких водорастворимых дисперсионных полимеров, причем дисперсионный полимер содержит от примерно 5 до примерно 95 мол. процентов одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 95 до примерно 5 мол. процентов одного или нескольких катионных или анионных мономеров.
Полимеры настоящего изобретения представляют собой дисперсии на водной основе, которые не содержат ни органических растворителей, ни поверхностно-активных веществ, что приводит к получению благоприятных для окружающей среды систем обработки, которые направлены на решение проблем защиты окружающей среды в нефтедобывающих отраслях промышленности.
Подробное описание изобретения
Определение терминов
«Анионный мономер» означает мономер, как он определен в настоящем описании, который обладает отрицательным зарядом. Примеры анионных мономеров включают (мет)акриловую кислоту и ее соли, включая, но не ограничивая объема притязаний, акриловую кислоту, акрилат натрия, акрилат аммония, метакриловую кислоту, метакрилат натрия и метакрилат аммония; 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (АМПС) и ее натриевую соль; винилсульфоновую кислоту и ее соли, включая винилсульфонат натрия; стиролсульфоновую кислоту и ее соли; малеиновую кислоту и ее соли, включая, но не ограничивая объема притязаний, натриевую соль и аммониевую соль; сульфопропилакрилат, или метакрилат, или другие водорастворимые формы этих или других полимеризуемых карбоновых или сульфоновых кислот; сульфометилсодержащий акриламид; аллилсульфонат; итаконовую кислоту, акриламидометилбутановую кислоту; фумаровую кислоту; винилфосфоновую кислоту; аллилфосфоновую кислоту, фосфонометилсодержащий акриламид и т.п.
«Катионный мономер» означает мономер, как определен в настоящем описании, который обладает положительным зарядом. Примеры катионных мономеров включают диалкиламиноалкилакрилаты и метакрилаты и их четвертичные или кислотные соли, включающие, но не ограничивающие объем притязаний, четвертичную соль диметиламиноэтилакрилатметилхлорида, четвертичную соль диметиламиноэтилакрилатметилсульфата, четвертичную соль диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида, соль серной кислоты диметиламиноэтилакрилата, хлористоводородную соль диметиламиноэтилакрилата, диэтиламиноэтилакрилат, четвертичную соль метилхлорида, четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилатметилхлорида, четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилатметилсульфата, четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилатбензилхлорида, соль серной кислоты диметиламиноэтилметакрилата, хлористоводородную соль диметиламиноэтилметакрилата, хлористоводородную соль диметиламиноэтилметакрилоила, диалкиламиноалкилакриламиды или метакриламиды и их четвертичные или кислотные соли, такие как хлорид акриламидопропилтриметиламмония, четвертичная соль диметиламинопропилакриламидметилсульфата, соль серной кислоты диметиламинопропилакриламида, хлористоводородная соль диметиламинопропилакриламида, хлорид метакриламидопропилтриметиламмония, четвертичная соль диметиламинопропилметакриламидметилсульфата, соль серной кислоты диметиламинопропилметакриламида, хлористоводородная соль диметиламинопропилметакриламида, диэтиламиноэтилакрилат, диэтиламиноэтилметакрилат и галогениды диаллилдиалкиламмония, такие как хлорид диаллилдиэтиламмония и хлорид диаллилдиметиламмония.
«Дисперсионный полимер» означает водорастворимый полимер, диспергированный в водной непрерывной фазе, содержащей одну или несколько неорганических солей. Пояснительные примеры дисперсионной полимеризации водорастворимых полимеров в водной непрерывной фазе можно найти в патентах США №5605970; 5837776; 5985992; 4929655; 5006590; 5597859; 5597858; 6171505 и 6265477 и в Европейских патентах №183466; 657478 и 630909 и РСТ заявке номер US01/10867, включенных в данное описание в качестве ссылок. Дисперсионные полимеры получают путем объединения воды, одной или нескольких неорганических солей, одного или нескольких водорастворимых мономеров, любой полимеризационной добавки, такой как хелаты, буферы рН или агенты переноса цепи, и водорастворимого стабилизирующего полимера. Кроме этого, в смесь могут быть введены дополнительные технологические добавки, структурные модификаторы и/или стабилизаторы. Всю или часть этой смеси загружают в реактор, снабженный смесителем, термопарой, трубкой для продувания азотом и водяным холодильником. Раствор интенсивно перемешивают, нагревают до требуемой температуры, а затем добавляют водорастворимый инициатор. Раствор продувают азотом, поддерживая температуру, и перемешивают в течение нескольких часов. В процессе протекания реакции образуется дисперсная фаза, содержащая водорастворимый полимер. Часть реакционной смеси, содержащей любое сочетание исходных материалов, может быть добавлена полупериодическим образом в процессе полимеризации для улучшения технологических свойств, модификации состава полимера или его молекулярной массы. По истечении этого времени продукты охлаждают до комнатной температуры и в реактор загружают любые пост-полимеризационные добавки. Водные непрерывные дисперсии водорастворимых полимеров представляют собой свободнотекучие жидкости с вязкостью продукта от примерно 50 до примерно 10000 сантипуаз (сП), измеренной при низком сдвиге.
Неорганические соли, пригодные для получения дисперсионных полимеров, включают неорганические или органические сульфаты, фосфаты, хлориды, фториды, цитраты, ацетаты, тартраты, гидрофосфаты или их смеси. Предпочтительные соли включают сульфат аммония, сульфат натрия, сульфат магния, сульфат алюминия, гидрофосфат аммония, гидрофосфат натрия, гидрофосфат калия, хлорид натрия и хлорид аммония. Соли используются в водном растворе, обычно имеющем суммарную объединенную концентрацию 15 массовых процентов или выше в смеси продукта.
Дополнительные органические катионные соли, которые могут быть использованы отдельно или в сочетании с вышеназванными неорганическими солями для получения анионных дисперсионных полимеров. Предпочтительные катионные соли включают галогениды тетраалкиламмония, содержащие от 4 до 22 атомов углерода, замещенные галогениды тетраалкиламмония, содержащие от 4 до 22 атомов углерода, галогениды арилтриалкиламмония, содержащие от 9 до 22 атомов углерода, причем замещенные галогениды арилтриалкиламмония, содержащие от 9 до 22 атомов углерода, являются предпочтительными. Примеры предпочтительных катионных солей включают цетилпиридинийхлорид, цетилметиламмонийхлорид и бензилтриэтиламмонийхлорид.
Катионные дисперсионные полимеры также могут быть получены с использованием смеси неорганических солей, описанных выше, с одной или несколькими анионными неорганическими солями и одним или несколькими тиоцианатами, перхлоратами, хлоратами, бромидами, иодидами или нитратами, включая тиоцианаты натрия, калия или аммония, перхлорат натрия, хлорат натрия, бромид натрия, иодид натрия, нитрат натрия и т.п.
Примеры органических анионных солей включают соли металлов или аммония трихлорацетата и трифторметансульфоната; сульфонаты и дисульфонаты, такие как метансульфонат, этансульфонат, пропансульфонат, бутансульфонат, бутандисульфонат, пентансульфонат, гексансульфонат, гександисульфонат и октандисульфонат; арил- и замещенные арилсульфонаты и дисульфонаты, такие как бензолсульфонат, нитробензолсульфонат, ксилолсульфонат, толуолсульфонат, бензолсульфонат, нафталинсульфонат; диалкилсульфосукцинаты, такие как диизобутилсульфосукцинат, диизооктилсульфосукцинат, диметилсульфосукцинат, диэтилсульфосукцинат и диизопропилсульфосукцинат; дициклоалкилсульфосукцинаты; и диарилсульфосукцинаты. Предпочтительные анионные соли включают гексансульфонат натрия, бензолсульфонат натрия, ксилолсульфонат натрия; бензолдисульфонат натрия, бутандисульфонат натрия, гександисульфонат натрия, октандисульфонат натрия и декандисульфонат натрия. Относительно гидрофобная природа этих солей ускоряет образование дисперсии. Такие соли могут быть добавлены в любом порядке с другими реакционными компонентами, и порядок добавления может быть использован для осуществления изменений в переработке полимера.
Подходящие полимерные стабилизирующие агенты для получения катионных и неионогенных дисперсионных полимеров включают водорастворимые катионные полимеры, которые являются предпочтительно растворимыми в водном растворе соли. Диспергатор используется в количестве от примерно 1 до примерно 10% по массе в расчете на общую массу полимерной дисперсии. Полимерные стабилизирующие агенты или стабилизаторы ускоряют образование дискретных частиц и предотвращают агломерацию и гелеобразование.
Подходящие катионные стабилизаторы для получения катионных и неионогенных дисперсионных полимеров включают, но не ограничивают объема притязаний, полимер эпихлоргидрина/диметиламина, гомополимеры катионных мономеров на основе диаллил-N,N-двузамещенного аммония, гомополимеры N,N-двузамещенных-аминоэтил(мет)акрилатных мономеров и их четвертичных солей, гомополимеры N,N-двузамещенного-аминопропил(мет)акриламида и его четвертичных солей, сополимеры диаллил-N,N-двузамещенных аммониевых мономеров и N,N-двузамещенных-аминоэтил(мет)акрилатных мономеров и их четвертичных солей, сополимеры диаллил-N,N-двузамещенных аммониевых мономеров и N,N-двузамещенных-аминопропил(мет)акриламидных мономеров и их четвертичных солей, и катионные полимеры, содержащие, по меньшей мере, 20 мол. процентов одного или нескольких катионных диаллил-N,N-двузамещенных аммониевых мономеров, N,N-двузамещенных-аминоэтил(мет)акрилатных мономеров и их четвертичных солей, или N,N-двузамещенных-аминопропил(мет)акриламидных мономеров и их четвертичных солей и одного или нескольких неионогенных мономеров, предпочтительно - (мет)акриламида, N-замещенного или N,N-двузамещенного (мет)акриламида или стирола, и их смеси. Молекулярная масса стабилизатора предпочтительно лежит в интервале от примерно 10000 до 10000000 г/моль.
Стабилизаторы, использованные для получения анионных и неионогенных дисперсионных полимеров, включают анионно-заряженные водорастворимые полимеры, имеющие молекулярную массу от примерно 10000 до примерно 10000000 и предпочтительно - от примерно 1000000 до примерно 3000000. Стабилизирующий полимер должен быть растворимым или слегка растворимым в растворе соли и должен растворяться в воде.
Примеры анионных стабилизаторов включают, но не ограничивают объема притязаний, полиакриловую кислоту, поли(мет)акриловую кислоту, поли(2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновую кислоту), сополимеры 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты и анионного сомономера, выбранного из акриловой кислоты и метакриловой кислоты, полимеры одного или нескольких анионных мономеров и одного или нескольких неионогенных мономеров, и натриевые соли вышеназванных анионных стабилизаторов.
Неионогенные диспергаторы также могут быть использованы отдельно или в сочетании с катионными, анионными и неионогенными стабилизаторами, описанными в данном описании для получения катионных, анионных и неионогенных дисперсионных полимеров. Примеры неионогенных диспергаторов включают, но не ограничивают объема притязаний, поливиниловый спирт, поливинилпирролидон, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль, полиэтиленоксид, полиэтилен, растворимый крахмал, поли(N-винилпиридин) и т.п.
Многофункциональный спирт, такой как глицерин или этиленгликоль, также может быть включен в полимеризационную систему. Отложение мелких частиц гладко протекает в присутствии этих спиртов.
Реакция полимеризации инициируется любыми средствами, которые приводят к образованию целесообразных свободных радикалов. Инициирование может быть индуцировано использованием любого числа традиционных систем, включающих тепловые, фотохимические или окислительно-восстановительные системы инициирования. Радикалы, образующиеся под действием тепла, в которых радикальные фрагменты образуются в результате тепловой гомолитической диссоциации водорастворимого азосоединения, пероксида, гидропероксида или сложного перэфира, являются предпочтительными. Особенно предпочтительными инициаторами являются азосоединения, включающие 2,2'-азобис(2-амидинопропан)дигидрохлорид и 2,2'-азобис(N,N'-диметиленизобутиламин)гидрохлорид и т.п.
Затравочный полимер может быть добавлен в реакционную смесь перед инициированием полимеризации мономеров в целях ускорения образования мелкодисперсных частиц. Затравочным полимером является водорастворимый полимер, не растворимый в водном растворе поливалентной анионной соли. По мономерному составу затравочный полимер не обязательно должен быть идентичен водорастворимому полимеру, образованному в процессе полимеризации. Затравочным полимером предпочтительно является полимер, полученный способом дисперсионной полимеризации, описанным в настоящем описании.
Поскольку дисперсионные полимеры не содержат поверхностно-активных веществ или масла, дисперсионные полимеры являются безопасными для окружающей среды. Кроме того, отсутствие масла в дисперсионных полимерах приравнивается к таким полимерам, которые имеют практически нулевое содержание летучей органики (СЛО), и существенно сниженную потребность в биологическом кислороде (ПБК), потребность в углеродном кислороде (ПУК) и общий органический углерод (ПОУ) по сравнению с обычными полимерами, полученными методом обратимой эмульсионной полимеризации. Это является другим преимуществом таких полимеров для окружающей среды.
«(Мет)акриловая кислота» означает акриловую кислоту или метакриловую кислоту или ее соль.
«(Мет)акриламид» означает акриламид или метакриламид.
«Мономер» означает полимеризационноспособное аллильное, виниловое или акриловое соединение. Мономер может быть анионным, катионным или неионогенным. Виниловые мономеры являются предпочтительными, акриловые мономеры являются более предпочтительными.
«Неионогенный мономер» означает мономер, как определено в настоящем описании, который является электрически нейтральным. Примеры неионогенных водорастворимых мономеров включают акриламид, метакриламид, N-метилакриламид, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, N-изопропилакриламид, N-винилформамид, N-винилметилацетамид, диметилгидроксипропил(мет)акрилат, гидроксиэтилметакрилат, гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксипропилметакрилат, N-трет-бутилакриламид, N-метилолакриламид, винилацетат, акрилонитрил, 2-этилгексилакрилат и т.п.
«ПУВ» («RSV») обозначает приведенную удельную вязкость (Reduced Specific Viscosity). В ряду полимерных гомологов, которые являются по существу линейными и хорошо сольватированными, измерения «приведенной удельной вязкости (ПУВ)(RSV)» для разбавленных растворов полимера является указанием на длину полимерной цепи и среднюю молекулярную массу, согласно Paul J. Flory “Principles of Polymer Chemistry”, Cornell University Press, Ithaca, NY, © 1953, Chapter VII, “Determination of Molecular Weights”, p.266-316. ПУВ измеряют при данной концентрации полимера и температуре и рассчитывают по следующей формуле:
Figure 00000001
где η=вязкость раствора полимера;
ηо=вязкость растворителя при той же температуре;
с=концентрация полимера в растворе.
Единицами концентрации «с» являются грамм/100 мл или г/децилитр. Поэтому единицами ПУВ являются дл/г. В настоящей патентной заявке для измерения ПУВ использован раствор нитрата натрия концентрацией от 1,0 до 0,125 моль. Концентрацию полимера в этом растворителе измеряют примерно при 0,045 г/дл. Величину ПУВ измеряют при 30°С. Значения вязкостей η и ηо измеряют при использовании полумикровискозиметра Убеллоде (Cannon Ubbelohde) калибром 75. Вискозиметр закрепляют в предпочтительно вертикальном положении в бане с постоянной температурой, установленной на 30±0,02°С. Ошибка при вычислении ПУВ составляет примерно 2 дл/грамм. Когда два полимерных гомолога в ряду имеют одинаковые значения ПУВ, то это указывает на то, что они имеют одинаковые молекулярные массы.
Предпочтительные варианты осуществления
Дисперсию, описанную в настоящем описании, добавляют в водную жидкость для гидроразрыва для снижения трения, возникающего от турбулентного потока в водной жидкости для гидроразрыва в процессе разработки нефтяного месторождения с гидравлическим разрывом пласта, когда жидкость для гидроразрыва закачивают с большой скоростью в подземную формацию. Типичные скорости жидкостей для гидроразрыва, которые обычно закачивают через трубу диаметром 2-4 дюйма, составляют величину от примерно 5 до примерно 80 или более футов в секунду и наиболее часто - примерно 10 футов в секунду.
Типичные дисперсионные полимеры настоящего изобретения имеют значения ПУВ от примерно 10 до примерно 50 и содержат от примерно 10 до примерно 30 процентов полимерных активнодействующих веществ.
Полимеры настоящего изобретения имеют молекулярную массу, по меньшей мере, примерно 100000, где верхний предел молекулярной массы ограничен только растворимостью полимера в жидкости для гидроразрыва. Предпочтительные полимеры имеют молекулярную массу, по меньшей мере, один миллион, а более предпочтительные полимеры имеют молекулярную массу, по меньшей мере, пять миллионов.
Водная жидкость для гидроразрыва настоящего изобретения включает свежую воду, соляной раствор, содержащий поливалентные катионы, включающие хлорид натрия, хлорид калия, хлорид аммония и хлорид кальция, и кислотные жидкости для гидроразрыва.
К жидкости для гидроразрыва могут быть добавлены различные добавки для изменения физических свойств жидкости или для реализации определенных функциональных преимуществ. Обычно добавляют расклинивающий агент, такой как песок или другой твердый материал, который служит для удерживания трещин открытыми после операции гидроразрыва. Кроме того, могут быть добавлены агенты, препятствующие потери жидкости, чтобы частично герметизировать более пористые отделы пласта, так что гидроразрыв происходит в менее пористых отделах. Также могут быть добавлены агенты, повышающие вязкость, так что расклинивающий агент может быть диспергирован внутри жидкости в процессе инжекции и более легко перенесен.
Другие добавки нефтяного промысла, которые также могут быть добавлены к жидкости для гидроразрыва, включают разрушители эмульсии, пеногасители, ингибиторы отложений, акцепторы Н2S и О2, биоциды, агенты, снижающие поверхностное натяжение, стабилизаторы глинистого сланца и глины, ингибиторы парафинов/асфальтенов и ингибиторы коррозии.
Предпочтительные ингибиторы коррозии включают четвертичные аммониевые соли, алкилзамещенные гетероциклы, амиды и имидазолины, как раскрыто в патенте США №5939362, включенном в настоящее описание в качестве ссылки.
Состав жидкости для гидроразрыва можно регулировать в зависимости от конкретной скважины или пласта, подлежащего гидроразрыву. Например, при гидроразрыве некоторых пластов может оказаться желательным использовать высокие концентрации расклинивающего агента, тогда как в других пластах может быть использовано малое количество расклинивающего агента или он может быть не использован совсем.
В общем, полимер добавляют в жидкость для гидроразрыва непрерывно в количестве от примерно 25 до примерно 2500 ч./млн, предпочтительно - от примерно 50 до 1000 ч./млн, и более предпочтительно - от примерно 100 до примерно 300 ч./млн, в расчете на водную жидкость для гидроразрыва.
Дисперсионные полимеры предпочтительно наносят на место применения при помощи смесителя, дозирующего количество продукта, вводимого в жидкость для гидроразрыва. Дисперсионный полимер может быть добавлен простым наливанием из контейнера в поток жидкости или очень аккуратно, путем использования объемного насоса, соединенного с обратной линией от расходомера на смесителе.
В предпочтительном аспекте настоящего изобретения дисперсионный полимер состоит из примерно от 5 до примерно 50 мол. процентов одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 95 до примерно 50 мол. процентов одного или нескольких катионных мономеров, выбранных из группы, включающей диалкиламиноалкилакрилаты и метакрилаты и их четвертичные или кислотные соли.
В другом предпочтительном аспекте катионные мономеры выбраны из четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида и четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер представляет собой тройной полимер акриламида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер представляет собой сополимер акриламида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер включает примерно от примерно 5 до примерно 50 мол. процентов одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 95 до примерно 50 мол. процентов одного или нескольких анионных мономеров, выбранных из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту и их соли.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер представляет собой сополимер акриламида/натриевой соли акриловой кислоты.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер представляет собой сополимер акриламида/акриловой кислоты.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер представляет собой тройной сополимер акриламида/акриловой кислоты/натриевой соли акриловой кислоты.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер имеет молекулярную массу, по меньшей мере, 1000000.
В другом предпочтительном аспекте дисперсионный полимер имеет молекулярную массу, по меньшей мере, 5000000.
В другом предпочтительном аспекте жидкость для гидроразрыва выбрана из группы, включающей свежую воду, солевые растворы и водные кислоты.
В другом предпочтительном аспекте в жидкость для гидроразрыва добавляют один или несколько ингибиторов коррозии.
В другом предпочтительном аспекте ингибитор коррозии выбран из группы, включающей четвертичные аммониевые соли, алкилзамещенные гетероциклы, амиды и имидазолы.
Вышеизложенное можно лучше понять с обращением к следующим примерам, которые представлены в иллюстративных целях и не предназначены ограничивать объем притязаний настоящего изобретения.
Пример 1
Полимер испытывают в рециркуляционном контуре, состоящем из емкости объемом 50 галлонов, верхней мешалки для емкости, рециркуляционного насоса и петли из нержавеющей стали внутренним диаметром 0,43 дюйма. При работающих насосе и мешалке измеренное количество полимерной дисперсии добавляют в емкость при концентрациях, показанных в таблице 1.
Используют три основные жидкие системы: водопроводную воду при 90°F, водопроводную воду при 40°F и 15% водный раствор НСl при 80°F. Перепад давлений (РД)(DP) этих жидкостей по сечению 57-футовой трубы при скоростях потока 2,5, 4, 6, 8 и 10 галлон/мин записывают как базисную линию. Эффективность агента, понижающего трение, выражается в процентах (% ПТ) в расчете на величину перепада давления (ПД), которую дает полимерный раствор, в сравнении с перепадом давления соответствующей базисной жидкости.
Полимер, дозировка, жидкость и температуры испытаний суммированы в таблице 1. Эффективность полимера представлена в таблицах 2, 3 и 4.
В таблицах 1-4 полимером А является 20-процентная дисперсия тройного сополимера акриламида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида (в молярном отношении 65/15/20), ПУВ = от 25 до 35 дл/г; полимером В является 20 процентная дисперсионный полимер тройного сополимера акриламида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида (в молярном отношении 65/25/10), ПУВ = от 15 до 25 дл/г; полимером С является 15-процентная полимерная дисперсия сополимера акриламида/четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида (в молярном отношении 90/10), ПУВ = от 13,5 до 21,0 дл/г; полимером D является 25-процентная полимерная дисперсия тройного сополимера акриламида/акриловой кислоты/акрилата натрия (в молярном отношении 70/25/5), ПУВ = от 24,0 до 32,0 дл/г. Полимеры А-D доступны от фирмы Ondeo Nalco Company, Naperville, IL.
Таблица 1
Примеры полимеров и основных жидкостей, испытанных для понижения трения
Пр. № Основная жидкость Полимер Конц.(% о/о)
1 15% HCl @ 80°F Нет  
2 15% HCl @ 80°F A 0,15
3 15% HCl @ 80°F C 0,095
4 15% HCl @ 80°F A 0,075
17 15% HCl @ 80°F В 0,075
5 90°F H2O Нет  
6 90°F H2O A 0,15
7 90°F H2O D 0,023
8 90°F H2O C 0,19
9 90°F H2O B 0,14
10 40°F H2O Нет  
13 40°F H2O B 0,112
14 40°F H2O А 0,1127
15 40°F H2O С 0,14
Таблица 2
Эксплуатационные свойства дисперсионных полимеров как агентов, понижающих трение в 15% соляной кислоте
  1
Холостой		 2
Полимер (А)		 3
Полимер (С)		 4
Полимер (А)		 17
Полимер (В)
Скорость (г/мин) ПД (фунт/
кв.дюйм)		 ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ
2,5 9,2 2,7 70,4 4,3 53,4 3,7 59,9 3,8 58,7
4,0 20,8 6,7 67,6 8,0 61,6 7,4 64,6 7,8 62,5
6,0 42,7 12,0 71,9 13,5 68,4 13,4 68,5 13,6 68,2
8,0 70,2 18,8 73,3 20,2 71,3 20,7 70,5 20,5 70,8
10,0 105,6 25,7 75,7 27,9 73,6 30,0 71,6 28,7 72,8
Как показано в таблице 2, катионные полимеры, имеющие различные степени катионного заряда и состав мономера, оказываются эффективными агентами, понижающими трение в 15% соляной кислоте. Данные также свидетельствуют о том, что при более высокой скорости потока, когда турбулентность более ярко выражена, преимущество наличия полимера в жидкости выше.
Таблица 3
Эксплуатационные свойства дисперсионных полимеров как агентов, понижающих трение в водопроводной воде при температуре 90°F
  5
Холостой		 6
Полимер (А)		 7
Полимер (D)		 8
Полимер (С)		 9
Полимер (В)
Скорость (г/мин) ПД (фунт/
кв.дюйм)		 ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ ПД (фунт/
кв.дюйм)		 % ПТ
2,5 7,9 1,8 77,3 6,2 22,1 3,3 58,1 3,5 56,3
4,0 18,0 4,8 73,4 14,2 21,3 6,6 63,1 6,7 62,7
6,0 38,1 9,2 75,8 35,1 7,8 12,0 68,6 11,9 68,8
8,0 63,6 17,3 72,8 59,7 6,2 18,6 70,7 18,0 71,6
10,0 92,2 24,2 73,8 84,7 8,2 25,4 72,5 25,0 72,9
Как показано в таблице 3, в относительно теплой свежей воде, которая имитирует летние условия состояния воды на месторождении, все полимеры оказываются эффективными.
Таблица 4
Эксплуатационные свойства дисперсионных полимеров как агентов, понижающих трение в водопроводной воде при температуре 40°F
  10
Холостой		 13
Полимер (В)		 14
Полимер (А)		 15
Полимер (С)
Скорость (г/мин) ПД (фунт/кв.дюйм) ПД (фунт/кв.дюйм) % ПТ ПД (фунт/кв.дюйм) % ПТ ПД (фунт/кв.дюйм) % ПТ
2,5 10,1 5,2 48,6 5,2 48,6 8,9 12,2
4,0 22,7 9,2 59,4 9,0 60,4 8,7 61,5
6,0 45,8 15,8 65,5 15,7 65,6 15,5 66,1
8,0 74,9 24,1 67,9 23,8 68,2 23,7 68,4
10,0 110,2 33,1 70,0 33,4 69,7 33,8 69,4
Как показано в таблице 4, в относительно холодной свежей воде, которая имитирует зимние условия состояния воды на месторождении, все испытанные полимеры оказались эффективными.
Хотя настоящее изобретение описано подробно в иллюстративных целях, следует понимать, что такие детали полностью даны только для этой цели, и специалистами в данной области могут быть реализованы многочисленные модификации, вариации и изменения без отклонения от существа и объема притязаний настоящего изобретения, за исключением того, что оно может быть ограничено формулой изобретения. Все изменения, которые входят в область значений и интервал эквивалентности формулы изобретения, должны охватываться объемом притязаний.

Claims (14)

1. Способ снижения трения, возникающего от турбулентности потока в водной жидкости для гидроразрыва в процессе гидравлического разрыва пласта нефтяного месторождения, включающий добавление в водную жидкость для гидроразрыва эффективного для снижения трения количества по меньшей мере одного дисперсионного полимера, причем дисперсионный полимер состоит из от примерно 50 до примерно 95 мол.% одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 5 до примерно 50 мол.% одного или нескольких катионных или анионных мономеров и имеет молекулярную массу, по меньшей мере, 100000, причем указанный дисперсионный полимер диспергируется в водной непрерывной фазе, содержащей одну или несколько неорганических солей, до добавления в жидкость для гидроразрыва.
2. Способ по п.1, в котором дисперсионный полимер включает от примерно 50 до примерно 95 мол.% одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 5 до примерно 50 мол.% одного или нескольких катионных мономеров, выбранных из группы, включающей диалкиламиноалкилакрилаты и метакрилаты и их четвертичные или кислотные соли.
3. Способ по п.2, в котором катионные мономеры выбраны из четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида и четвертичной соли диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида.
4. Способ по п.3, в котором дисперсионным полимером является тройной сополимер акриламид/четвертичная соль диметиламиноэтилакрилатметилхлорида/четвертичная соль диметиламиноэтилакрилатбензилхлорида.
5. Способ по п.3, в котором дисперсионным полимером является сополимер акриламид/четвертичная соль диметиламиноэтилакрилатметилхлорида.
6. Способ по п.1, в котором дисперсионный полимер включает от примерно 50 до примерно 95 мол.% одного или нескольких неионогенных мономеров и от примерно 5 до примерно 50 мол.% одного или нескольких анионных мономеров, выбранных из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту и их соли.
7. Способ по п.6, в котором дисперсионным полимером является сополимер акриламид/натриевая соль акриловой кислоты.
8. Способ по п.6, в котором дисперсионным полимером является (сополимер) акриламид/акриловая кислота.
9. Способ по п.6, в котором дисперсионным полимером является тройной сополимер акриламид/акриловая кислота/натриевая соль акриловой кислоты.
10. Способ по п.1, в котором дисперсионный полимер имеет молекулярную массу, по меньшей мере, 1000000.
11. Способ по п.1, в котором дисперсионный полимер имеет молекулярную массу, по меньшей мере, 5000000.
12. Способ по п.1, в котором жидкость для гидроразрыва выбрана из группы, включающей свежую воду, солевые растворы и водные растворы кислот.
13. Способ по п.1, дополнительно включающий добавление одного или нескольких ингибиторов коррозии к жидкости для гидроразрыва.
14. Способ по п.13, в котором ингибитор коррозии выбран из группы, состоящей из четвертичных аммониевых солей, алкилзамещенных гетероциклов, амидов и имидазолинов.
RU2004132196/03A 2002-04-03 2003-04-03 Применение полимера в виде дисперсии в качестве агента, снижающего трение в водных жидкостях для гидроразрыва RU2363719C2 (ru)

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
US10/115,852 2002-04-03

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2004132196A RU2004132196A (ru) 2005-05-10
RU2363719C2 true RU2363719C2 (ru) 2009-08-10

Family

ID=28673854

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004132196/03A RU2363719C2 (ru) 2002-04-03 2003-04-03 Применение полимера в виде дисперсии в качестве агента, снижающего трение в водных жидкостях для гидроразрыва

Country Status (12)

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

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2717560C2 (ru) * 2014-07-15 2020-03-24 СОЛВЕЙ ЮЭсЭй ИНК. Солестойкий понизитель трения
RU2747765C2 (ru) * 2015-08-26 2021-05-13 Солвэй Юэсэй Инк. Разбавленные катионные понизители трения
US11618845B2 (en) 2018-11-02 2023-04-04 Rhodia Operations Polymer dispersions for wax inhibition during stimulation treatment

Families Citing this family (83)

* 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
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
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
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

Family Cites Families (20)

* 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
US3451480A (en) * 1967-04-19 1969-06-24 Calgon Corp Friction loss reducing
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
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
US4752404A (en) * 1987-03-04 1988-06-21 Phillips Petroleum Company Blends of water soluble polymers
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
GB2299331B (en) 1995-03-27 1998-11-18 Nalco Chemical Co Enhanced corrosion protection by use of friction reducers in conjunction with corrosion inhibitors
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

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2717560C2 (ru) * 2014-07-15 2020-03-24 СОЛВЕЙ ЮЭсЭй ИНК. Солестойкий понизитель трения
RU2747765C2 (ru) * 2015-08-26 2021-05-13 Солвэй Юэсэй Инк. Разбавленные катионные понизители трения
US11162011B2 (en) 2015-08-26 2021-11-02 Solvay Usa Inc. Diluted cationic friction reducers
US11618845B2 (en) 2018-11-02 2023-04-04 Rhodia Operations Polymer dispersions for wax inhibition during stimulation treatment

Also Published As

Publication number Publication date
RU2004132196A (ru) 2005-05-10
AR039247A1 (es) 2005-02-16
CO5631471A2 (es) 2006-04-28
NO344411B1 (no) 2019-12-02
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
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
RU2363719C2 (ru) Применение полимера в виде дисперсии в качестве агента, снижающего трение в водных жидкостях для гидроразрыва
RU2447124C2 (ru) Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта
US9249352B2 (en) Aqueous fracturing fluid composition and fracturing process using the composition
US3254719A (en) Method for decreasing friction loss in a well fracturing process
US9315722B1 (en) Methods for improving friction reduction in aqueous brine
US7271134B2 (en) Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids
CN104559998B (zh) 一种页岩气压裂用滑溜水及其制备方法
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
EP1973982B1 (en) Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids
US11261361B2 (en) Salt tolerant friction reducer
WO2020025992A1 (en) Method of treating a portion of a subterranean formation with improved water in oil emulsion
AU2018200177A1 (en) Friction reducing polymers
EP0295877A2 (en) Method and composition for viscosifying hydrocarbons
CN110713570A (zh) 一种用于酸化压裂的温敏型酸液稠化剂及其制备方法
AU2003226237B2 (en) Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids
WO2021248305A1 (en) Inverting surfactants for inverse emulsions
US11718781B2 (en) Method to produce a scale inhibitor
CN110387006A (zh) 丙烯酰胺类聚合物反相乳液及其在水基钻井液中作为超分子包被剂的应用
US20190264088A1 (en) Method for enhancing metal corrosion inhibition in oil and natural gas production
US11560510B2 (en) Aqueous fracturing fluid composition and fracturing process using the composition
US11401458B2 (en) Friction reducer compositions

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20120828

PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20180525

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180823

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180914

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180917

Effective date: 20180917

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180921

Effective date: 20180921

QB4A Licence on use of patent

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180925

Effective date: 20180925

TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -QB4A- IN JOURNAL 26-2018

QB4A Licence on use of patent

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180927

Effective date: 20180927

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180925

Effective date: 20191210

QB4A Licence on use of patent

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191213

Effective date: 20191213

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180927

Effective date: 20200212

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210404