RU2447124C2 - Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта - Google Patents
Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447124C2 RU2447124C2 RU2008101781/03A RU2008101781A RU2447124C2 RU 2447124 C2 RU2447124 C2 RU 2447124C2 RU 2008101781/03 A RU2008101781/03 A RU 2008101781/03A RU 2008101781 A RU2008101781 A RU 2008101781A RU 2447124 C2 RU2447124 C2 RU 2447124C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- copolymer
- formation
- friction
- water
- amount
- Prior art date
Links
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 title claims abstract description 181
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 85
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 59
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 47
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 36
- NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N p-methoxyphenol Chemical compound COC1=CC=C(O)C=C1 NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 7
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 7
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 6
- WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N [(2s,3r,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentahydroxyhexyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000244 polyoxyethylene sorbitan monooleate Substances 0.000 claims 3
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims 3
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 claims 3
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 10
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 abstract description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 2
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 16
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 11
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 8
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 6
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 6
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 6
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 5
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 5
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 5
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 3
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 3
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PPKXEPBICJTCRU-XMZRARIVSA-N (R,R)-tramadol hydrochloride Chemical compound Cl.COC1=CC=CC([C@]2(O)[C@H](CCCC2)CN(C)C)=C1 PPKXEPBICJTCRU-XMZRARIVSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N [2-[(1-azaniumyl-1-imino-2-methylpropan-2-yl)diazenyl]-2-methylpropanimidoyl]azanium;dichloride Chemical compound Cl.Cl.NC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(N)=N LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010556 emulsion polymerization method Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000004053 quinones Chemical class 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 1
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920006029 tetra-polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Изобретение относится к подземным обработкам пласта. Технический результат - повышение эффективности снижения трения. Способ обработки части подземного пласта содержит приготовление водной текучей среды для обработки пласта, содержащей воду и снижающий трение сополимер, состоящий из акриламида в количестве от около 80% до около 90 мас.% и акриловой кислоты в количестве от около 10% до около 20 мас.%, и ввод ее в часть подземного пласта. Способ обработки части подземного пласта содержит приготовление масляной эмульсии сополимера, содержащей воду, несмешиваемую с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение указанный выше сополимер, объединение эмульсии с дополнительной водой для формирования водной текучей среды для обработки пласта, обеспечение инвертирования эмульсии так, чтобы выпускать указанный сополимер в водную текучую среду, и ввод этой среды в часть подземного пласта. Способ обработки части подземного пласта, содержащий приготовление масляной эмульсии сополимера, содержащей воду, несмешиваемую с водой жидкость, содержащую смесь парафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов, эмульгатор, содержащий диэтаноламид жирных кислот таллового масла, моноолеат полиоксиэтилен сорбита и моноолеат сорбита, указанный выше сополимер и соль аммония, 4-метоксифенол и этоксилированный спирт C12-C16, объединение указанной эмульсии с дополнительной водой для формирования водной текучей среды для обработки пласта, обеспечение инвертирования эмульсии так, чтобы выпускать снижающий трение сополимер в указанную среду, и ввод этой среды в часть подземного пласта. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 табл.
Description
Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к подземным обработкам пласта и, более конкретно, к водным текучим средам для обработки пласта, включающим снижающие трение сополимеры, и способам обработки пласта.
Водные текучие среды могут быть использованы при различных подземных обработках. Такие обработки включают, но не ограничиваются этим, операции бурения, операции возбуждения и операции заканчивания скважины. Термин "обработка", как он использован здесь, относится к любой подземной операции, которая использует текучую среду для обеспечения желаемой функции и/или для желаемой цели. Термин "обработка" не предполагает какое-либо конкретное действие текучей среды.
Примером операции возбуждения, использующей водную текучую среду для обработки пласта, является гидравлический разрыв. В некоторых случаях обработка для разрыва пласта включает закачку не содержащего расклинивающий наполнитель водной текучей среды для обработки пласта (известного как "текучая среда разрыва без расклинивающего наполнителя") в подземный пласт быстрее, чем текучая среда может проникать в пласт, так чтобы давление в пласте росло и пласт разрывался, образуя или увеличивая одну или несколько трещин. Увеличение трещин включает расширение ранее существовавшей трещины в пласте. После образования или увеличения трещины в трещину обычно помещают частицы расклинивающего наполнителя для создания барьера из расклинивающего наполнителя, предотвращающего закрытие трещины при сбросе гидравлического давления и обеспечивающего подводящие каналы для протекания текучей среды в ствол скважины.
Во время закачки водной текучей среды для обработки пласта в ствол скважины может быть потеряно значительное количество энергии вследствие трения между водной текучей средой обработки пласта в турбулентном потоке и пластом и/или элементами системы трубопроводов (например, трубами, изогнутыми трубопроводами и т.п.), расположенными в стволе скважины. В результате этих потерь энергии может потребоваться дополнительная мощность для достижения желаемой обработки. Для снижения этих потерь энергии в водные текучие среды для обработки пласта были ранее включены снижающие трение полимеры. Снижающий трение полимер должен уменьшать фрикционные потери из-за трения между водной текучей средой обработки пласта в турбулентном потоке и элементами системы трубопроводов и/или пластом.
В некоторых случаях снижающие трение полимеры, которые использовали ранее, суспендировали в масляных эмульсиях, причем при добавлении к водной текучей среде для обработки пласта эмульсия должна была инвертироваться, выпуская снижающий трение полимер в текучую среду. Одним из таких снижающих трение полимеров является сополимер акриловой кислоты (в количестве 30 мас.%) и акриламида (в количестве 70 мас.%). Однако считается, что ионная природа некоторых из этих снижающих трение полимеров (таких, как вышеупомянутый сополимер) может заставить снижающие трение полимеры работать как флоккулянты. Это может быть нежелательно, например, при обработках гидравлического разрыва, при которых взаимодействие снижающего трение полимера с мелочью пласта может привести в результате к коагуляции мелочи пласта в комки. Образование комков может быть нежелательным, среди прочего, поскольку комки могут облегчить образование стабильной эмульсии в пласте, возможно нежелательно влияя на последующую продуктивность ствола скважины.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к подземным обработкам пласта и, более конкретно, к водным текучим средам для обработки пласта, включающим снижающие трение сополимерам и к способам обработки пласта.
Настоящее изобретение предлагает способ обработки части подземного пласта. Вариант такого способа может включать обеспечение водной текучей среды для обработки пласта согласно настоящему изобретению, который включает воду и снижающий трение сополимер, содержащий акриламид в количестве от около 60% до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 20 мас.%.
Характерные признаки и преимущества настоящего изобретения должны быть ясны для специалистов. В то же время многочисленные модификации могут быть выполнены специалистами, и такие модификации находятся в рамках духа изобретения.
Описание предпочтительных осуществлений
I. Водные текучие среды для обработки пласта согласно настоящему изобретению
Водные текучие среды для обработки пласта согласно настоящему изобретению обычно включают воду и снижающий трение сополимер, содержащий акриламид в количестве от около 60% до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 20 мас.%. Термин "снижающий трение сополимер", как он использован здесь, относится к сополимеру, снижающему фрикционные потери вследствие трения между водной текучей средой в турбулентном потоке и элементами системы трубопроводов (трубами, изогнутыми трубопроводами и т.п.) и/или пластом. Термин "сополимер", как он использован здесь, не ограничен полимерами, включающими два типа мономерных единиц, но включает любую комбинацию полимеров, например терполимеры, тетраполимеры и тому подобное.
Как правило, снижающий трение полимер согласно настоящему изобретению может быть включен в любую водную текучую среду для обработки пласта, используемую при подземных обработках для снижения трения. Такие подземные обработки включают, но не ограничиваются этим, операции бурения, обработки стимулирования (например, обработки гидравлического разрыва пласта кислотной обработки, нагнетания кислоты в пласт до его разрыва) и операции завершения. Специалисты при использовании настоящего изобретения могут найти подходящую подземную обработку, где может быть желательно снижение трения.
Вода, используемая в водных текучих средах для обработки пласта по настоящему изобретению, может быть пресной водой, соленой водой (например, водой, содержащей одну или несколько растворенных в ней солей), рассолом (например, полученным из подземных пластов) или морской водой или их комбинацией. Как правило, используемая вода может быть из любого источника при условии, что она не содержит избытка соединений, которые могут вредно влиять на другие компоненты в водной текучей среде для обработки пласта или в самом пласте. Например, считается, что высокие концентрации солей (например, насыщенные растворы солей) могут нежелательно взаимодействовать со снижающими трение сополимерами согласно настоящему изобретению.
Снижающие трение сополимеры согласно настоящему изобретению включают акриламид в количестве от около 60% до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 20 мас.%. Среди прочего, снижающие трение сополимеры по настоящему изобретению должны снижать потери энергии, обусловленные трением в водной текучей среде для обработки пласта. Например, снижающие трение сополимеры могут снижать потери энергии во время ввода водной текучей среды вследствие трения между водной текучей средой в турбулентном потоке и пластом и/или элементами системы трубопроводов (трубами, изогнутыми трубопроводами и т.п.), размещенными в стволе скважины. Далее, благодаря пониженному содержанию акриловой кислоты по сравнению с сополимерами, использовавшимися ранее для снижения трения, снижающие трение сополимеры согласно настоящему изобретению должны иметь ослабленную ионную природу, минимизирующую их флоккуляционные свойства.
Снижающие трение сополимеры согласно настоящему изобретению должны быть включены в водные текучие среды в количестве, достаточном для обеспечения желаемого снижения трения. В некоторых осуществлениях снижающий трение сополимер может присутствовать в количестве от около 0,01% до около 4% от массы водной текучей среды. В некоторых осуществлениях снижающий трение сополимер может присутствовать в количестве от около 0,025% до около 0,1% от массы водной текучей среды.
Количество акриламида и акриловой кислоты, включенных в снижающие трение сополимеры, может быть определено, основываясь на ряде факторов, включающих желаемое снижение трения, флоккуляционные свойства и т.д. Как правило, акриламид должен присутствовать в снижающем трение сополимере в количестве от около 60% до около 90% от массы сополимера, и акриловая кислота должна присутствовать в снижающем трение сополимере в количестве от около 10% до около 20% от массы сополимера. В определенных осуществлениях акриламид может присутствовать в количестве от около 80% до около 90% от массы сополимера. В определенных осуществлениях акриловая кислота может присутствовать в количестве от около 12% до около 17,5% от массы сополимера. В одном осуществлении акриламид может присутствовать в количестве примерно 85% от массы сополимера, и акриловая кислота может присутствовать в количестве примерно 15% от массы сополимера.
Необязательно, снижающие трение сополимеры по настоящему изобретению могут дополнительно включать другие мономеры в дополнение к акриламиду и акриловой кислоте. Например, в некоторых осуществлениях снижающие трение сополимеры могут включать 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, N,N-диметилакриламид, винилсульфоновую кислоту, N-винилацетамид, N-винилформамид и их смеси.
В определенных осуществлениях 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота может присутствовать в снижающих трение сополимерах в количестве от около 0,1% до около 30% от массы сополимера. Пример снижающего трение сополимера может включать акриламид в количестве от около 70% до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 12,5% от массы сополимера и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 2,5% до около 20% от массы сополимера.
В определенных осуществлениях N,N-диметилакриламид может присутствовать в снижающих трение сополимерах в количестве от около 0,1% до около 30% от массы сополимера. Пример снижающего трение сополимера может включать акриламид в количестве от около 60% до около 80% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 12,5% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 7,5% до около 20% от массы сополимера и N,N-диметилакриламид в количестве от около 2,5% до около 10% от массы сополимера.
В некоторых осуществлениях винилсульфоновая кислота может присутствовать в снижающих трение сополимерах в количестве от около 0,1% до около 30% от массы сополимера. Пример снижающего трение сополимера может включать акриламид в количестве от около 60% до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10% около 20% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 0,1% до около 25% от массы сополимера и винилсульфоновую кислоту в количестве от около 0,1% до около 5% от массы сополимера.
В некоторых осуществлениях N-винилацетамид может присутствовать в снижающих трение сополимерах в количестве от около 0,1% до около 30% от массы сополимера. Пример снижающего трение сополимера может включать акриламид в количестве от около 60% до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 20% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 0,1% до около 25% от массы сополимера и N-винилацетамид в количестве от около 0,1% до около 5% от массы сополимера.
В некоторых осуществлениях N-винилформамид может присутствовать в снижающих трение сополимерах в количестве от около 0,1% до около 30% от массы сополимера. Пример снижающего трение сополимера может включать акриламид в количестве от около 60% до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 20% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 0,1% до около 25% от массы сополимера и N-винилформамид в количестве от около 0,1% до около 5% от массы сополимера.
Снижающие трение сополимеры по настоящему изобретению должны иметь молекулярный вес, достаточный для обеспечения желаемого уровня снижения трения. Как правило, для обеспечения желаемого уровня снижения трения могут потребоваться снижающие трение сополимеры, имеющие более высокий молекулярный вес. Например, в некоторых осуществлениях массовый средний молекулярный вес снижающих трение сополимеров может быть в интервале от примерно 7500000 до примерно 20000000, как определено с использованием характеристической вязкости. Специалисты должны сознавать, что снижающие трение сополимеры, имеющие молекулярный вес вне указанного интервала, тоже могут обеспечить некоторую степень снижения трения в водной текучей среде для обработки пласта.
Подходящие снижающие трение сополимеры по настоящему изобретению могут находиться в форме кислоты или в форме соли. Множество солей может быть получено путем нейтрализации кислотной формы мономерной акриловой кислоты и/или мономерной 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты основанием, таким как гидроксид натрия, гидроксид аммония или подобным. Термин "сополимер", как он использован здесь, предназначен для того, чтобы включать и кислотную форму снижающего трение сополимера, и его различные соли.
Снижающие трение сополимеры, подходящие для использования в настоящем изобретении, могут быть изготовлены в соответствии с любым из множества методов полимеризации. В одном осуществлении подходящий снижающий трение сополимер может быть приготовлен с использованием эмульсионной полимеризации. При использовании данного изобретения специалисты должны выбрать соответствующий способ полимеризации для синтеза подходящего снижающего трение сополимера. Настоящее изобретение не рассматривает способ полимеризации, использованный для синтеза снижающего трение сополимера, до тех пор, пока он дает желаемый снижающий трение сополимер.
После полимеризации снижающие трение сополимеры могут поставляться в любой подходящей форме, включая твердую форму, суспендированную в масляной эмульсии сополимера, или в виде компонента водного раствора. Суспензии снижающих трение сополимеров в масляной эмульсии сополимера будут более подробно описаны ниже.
Специалистом в данной области техники дополнительные добавки могут быть включены в водные текучие среды для обработки пласта при использовании данного изобретения. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются этим, ингибиторы коррозии, частицы расклинивающего наполнителя, кислоты, добавки для борьбы с потерями текучей среды и поверхностно-активные вещества. Например, в водные текучие среды для обработки пласта среди прочего может быть включена кислота для обработки матрикса или подачи кислоты в пласт для его разрыва. В осуществлениях гидроразрыва дисперсный расклинивающий наполнитель может быть включен в водные текучие среды для обработки пласта для предотвращения закрытия трещин после сброса гидравлического давления.
II. Масляные эмульсии сополимера
В осуществлениях, в которых конкретный снижающий трение сополимер по настоящему изобретению суспендирован в масляной эмульсии сополимера (с маслом из внешнего источника), масляная эмульсия сополимера может включать воду, несмешивающуюся с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение сополимер по настоящему изобретению. Подходящие масляные эмульсии сополимера могут дополнительно включать ингибиторы, соли и инвертирующие агенты.
Вода, присутствующая в масляных эмульсиях сополимера, обычно включает пресную воду, но соленая вода или сочетания с соленой водой также могут быть использованы. Обычно используемая вода может происходить из любого источника при условии, что она не содержит избытка соединений, вредно влияющих на другие компоненты в масляной эмульсии сополимера. В некоторых осуществлениях вода может присутствовать в масляной эмульсии сополимера в количестве от около 35% до около 50% от массы эмульсии.
Подходящие несмешивающиеся с водой жидкости могут включать, но не ограничиваются этим, несмешивающиеся с водой растворители, такие как парафиновые углеводороды, нафтеновые углеводороды, ароматические углеводороды и их смеси. Парафиновые углеводороды могут быть насыщенными, линейными или разветвленными парафиновыми углеводородами. Примеры подходящих ароматических углеводородов включают, но не ограничиваются этим, толуол и ксилол. Примером подходящего несмешивающегося с водой растворителя, включающего парафиновые углеводороды и нафтеновые углеводороды, является "LPA®-210", выпускаемый Sasol North America, Inc., Houston, Texas. Несмешивающаяся с водой жидкость может присутствовать в масляной эмульсии сополимера в количестве, достаточном для образования стабильной эмульсии. В некоторых осуществлениях несмешивающаяся с водой жидкость может присутствовать в масляной эмульсии сополимера в количестве от около 20% до около 30 мас.%.
В масляной эмульсии сополимера должны, кроме прочего, присутствовать эмульгаторы для снижения межфазного натяжения между водой и несмешивающейся с водой жидкостью для облегчения образования масляной эмульсии сополимера. Примеры подходящих эмульгаторов включают, но не ограничиваются этим, этоксилированные неионные сурфактанты, этоксилат спирта Гербе и их смеси. Пример подходящего эмульгатора включает диэтаноламид жирных кислот таллового масла, такой как "AMADOL® 511", поставляемый Akzo Nobel Chemistry, Chicago, Illinois. Другой пример подходящего эмульгатора включает моноолеат полиоксиэтилен(5)сорбита, такой как "TWEEN® 81", поставляемый Uniquema, New Castle, Delaware. Другой пример подходящего эмульгатора включает моноолеат сорбита, такой как "ALKAMULS® SMO", поставляемый Rhone Poulenc, Inc., Paris, France. Эмульгатор должен присутствовать в количестве, достаточном для получения желаемой стабильной масляной эмульсии сополимера. В некоторых осуществлениях эмульгатор может присутствовать в количестве от около 0,5% до около 2,5% от массы эмульсии.
Снижающие трение сополимеры по настоящему изобретению, которые могут присутствовать в масляной эмульсии сополимера, описаны выше. Снижающий трение сополимер может присутствовать в количестве от около 30% около 35% от массы эмульсии.
В некоторых осуществлениях масляные эмульсии сополимера могут дополнительно включать соль. Среди прочего соль может присутствовать для увеличения стабильности эмульсии и/или снижения вязкости эмульсии. Примеры подходящих солей включают, но не ограничиваются этим, хлорид аммония, хлорид калия, хлорид натрия, сульфат аммония и их смеси. В некоторых осуществлениях соль может присутствовать в масляной эмульсии сополимера в количестве в интервале от около 0,5% до около 2,5% от массы эмульсии.
В некоторых осуществлениях масляные эмульсии сополимера могут дополнительно включать ингибитор. Среди прочего ингибитор может быть включен для предотвращения преждевременной полимеризации мономеров до инициирования реакции эмульсионной полимеризации. Как должно быть ясно специалистам, использующим это изобретение, сополимер может быть синтезирован с использованием метода эмульсионной полимеризации, где для предотвращения преждевременной полимеризации задействован ингибитор. Примеры подходящих ингибиторов включают, но не ограничиваются этим, хиноны. Пример подходящего ингибитора включает 4-метоксифенол (MEHQ). Ингибитор должен присутствовать в количестве, достаточном для обеспечения желаемого предотвращения преждевременной полимеризации. В некоторых осуществлениях ингибитор может присутствовать в количестве от около 0,001% до около 0,1% от массы эмульсии.
В некоторых осуществлениях масляные эмульсии сополимера могут дополнительно включать инвертирующий агент. Среди прочего, инвертирующий агент может облегчить инверсию эмульсии при добавлении к водным текучим средам для обработки пласта. Как должно быть ясно специалистам, использующим настоящее изобретение, при добавлении к водной текучей среде эмульсия должна инвертироваться, выпуская сополимер в водную текучую среду для обработки пласта. Примеры подходящих инвертирующих агентов включают, но не ограничиваются этим, этоксилированные спирты, неионные поверхностно-активные вещества с показателем гидрофильно-липофильного баланса от 12 до 14 и их смеси. Пример подходящего инвертирующего агента включает этоксилированный спирт С12-С16, такой как "SURFONIC® L24-7", поставляемый Huntsman Performance Products, The Woodlands, Texas. Инвертирующий агент должен присутствовать в количестве, достаточном для обеспечения желаемой инверсии эмульсии при контакте с водой в водной текучей среде. В некоторых осуществлениях инвертирующий агент может присутствовать в масляной эмульсии сополимера в количестве от около 1% до около 5% от массы эмульсии.
В одном осуществлении подходящая масляная эмульсия сополимера может включать несмешивающийся с водой органический растворитель в количестве около 21,1732 мас.%, который включает парафиновые углеводороды и нафтеновые углеводороды, диэтаноламид жирных кислот таллового масла в количестве около 1,1209 мас.%, моноолеат полиоксиэтилен(5)сорбита в количестве около 0,0722 мас.%, моноолеат сорбита в количестве около 0,3014 мас.%, снижающий трение сополимер в количестве около 31,1392 мас.%, который включает акриламид в количестве около 85% от массы сополимера и акриловую кислоту в количестве около 15% от массы сополимера, 4-метоксифенол в количестве около 0,0303 мас.%, хлорид аммония в количестве около 1,6191 мас.%, этоксилированные спирты С12-С16 в количестве около 1,3700 мас.% и воду в количестве около 43,1737 мас.%.
В некоторых осуществлениях эмульсионная полимеризация может быть использована для приготовления подходящей масляной эмульсии сополимера, включающей снижающий трение сополимер по настоящему изобретению. Подходящий способ эмульсионной полимеризации может использовать множество различных температур инициации в зависимости от, среди прочего, количества и типа использованного инициатора, количества и типа использованных мономеров, количества и типа использованного ингибитора и ряда других факторов, известных специалистам. В одном осуществлении подходящий способ эмульсионной полимеризации может использовать температуру инициации около 25°С. Вследствие экзотермической природы реакции полимеризации смесь может поддерживаться при более высокой температуре, чем температура инициации, во время протекания реакции полимеризации, например в интервале от около 37°С до около 45°С.
Для приготовления масляной эмульсии сополимера, включающей снижающий трение сополимер согласно настоящему изобретению, может быть использовано множество различных смесей. Подходящие смеси могут включать акриламид, акриловую кислоту, воду, несмешивающуюся с водой жидкость, инициатор и эмульгатор. Необязательно, смесь может дополнительно включать ингибитор, основание (например, гидроксид натрия) для нейтрализации акриловой кислоты с образованием солевой формы снижающего трение сополимера, комплексообразующий агент для того, чтобы сделать возможным постепенное высвобождение мономеров в реакции полимеризации, активатор для инициации полимеризации при более низкой температуре и инвертирующий агент. Специалисты, использующие данное изобретение, должны знать количество и тип компонентов для включения в смесь, основываясь на факторах, включающих желаемый молекулярный вес и состав снижающего трение сополимера и желаемую температуру инициации. Пример смеси, которая может быть использована для образования подходящей масляной эмульсии сополимера, показан в Таблице 1 ниже.
Таблица 1 | |
Компонент |
Концентрация
(мас.%) |
Парафиново-нафтеновый органический растворитель | 21,1732 |
Диэтаноламин жирных кислот таллового масла | 1,1209 |
Моноолеат полиоксиэтилен(5)сорбита | 0,0722 |
Моноолеат сорбита | 0,3014 |
Акриламид | 22,2248 |
4-метоксифенол | 0,0303 |
Хлорид аммония | 1,6191 |
Акриловая кислота | 4,3343 |
Этилендиаминтетрауксусная кислота | 0,0237 |
Гидроперекись трет-бутила | 0,0023 |
Метабисульфит натрия | 0,2936 |
Дигидрохлорид 2,2'-азобис(2-амидинопропана) | 0,0311 |
Этоксилированные спирты С12-С16 | 1,3700 |
Вода | 43,1737 |
Сумма | 100,0 |
III. Способы обработки пласта согласно настоящему изобретению
Водные текучие среды для обработки пласта по настоящему изобретению могут быть использованы при любой подземной обработке, где желательно снижение трения. Такие подземные обработки включают, но не ограничиваются этим, операции бурения, возбуждающие обработки (например, обработки гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки пласта, нагнетания кислоты в пласт до его разрыва) и операции завершения скважины. Специалисты при использовании настоящего изобретения определят подходящую подземную обработку, где желательно снижение трения.
В некоторых осуществлениях настоящее изобретение предлагает способ обработки части подземного пласта, включающего обеспечение водной текучей средой для обработки пласта, включающей воду и снижающий трение сополимер, который включает акриламид в количестве от около 60% до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10% до около 20 мас.%, и ввод водной текучей среды в часть подземного пласта. В некоторых осуществлениях водная текучая среда для обработки пласта может быть введена в часть подземного пласта со скоростью и давлением, достаточными для создания или увеличения одной или нескольких трещин в части подземного пласта. Часть подземного пласта, в которую вводят водную текучую среду, должна изменяться в зависимости от конкретной подземной обработки. Частью подземного пласта может быть секция ствола скважины, например, при операции откачки ствола скважины. При осуществлениях возбуждения указанной частью может быть часть подземного пласта, которая должна быть возбуждена.
Способы согласно настоящему изобретению могут далее включать приготовление водной текучей среды для обработки пласта. Приготовление водной текучей среды для обработки пласта может включать обеспечение снижающего трение сополимера и соединение снижающего трение сополимера с водой для образования водной текучей среды. Снижающий трение сополимер может быть представлен в твердой форме, суспендированной в масляной эмульсии сополимера, или в виде компонента водного раствора. Например, в определенных осуществлениях обеспечение снижающим трение сополимером может включать обеспечение масляной эмульсией сополимера, включающей дополнительную воду, несмешивающуюся с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение сополимер.
Для облегчения понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры осуществления изобретения, которые не должны рассматриваться как примеры, ограничивающие или определяющие объем изобретения.
Примеры
Испытания снижения трения проводили, используя снижающие трение сополимеры, включающие различные концентрации акриламида и акриловой кислоты. Испытанные снижающие трение сополимеры имели концентрации акриламид/акриловая кислота 70/30, 85/15, 87,5/12,5 и 90/10, как показано в Таблице 3 ниже. Для этой серии испытаний снижающие трение сополимеры были представлены в масляных эмульсиях сополимера. Точные концентрации компонентов в масляных эмульсиях сополимеров, использованных в этом примере, изменялись в зависимости, среди прочего, от используемого снижающего трение сополимера. Состав масляной эмульсии сополимера, который включал снижающий трение сополимер, имеющий массовое отношение акриламида к акриловой кислоте 85/15, показан в Таблице 2 ниже.
Таблица 2 | |
Компонент | мас.% |
Парафиново-нафтеновый органический растворитель | 21,1732 |
Диэтаноламин жирных кислот таллового масла | 1,1209 |
Моноолеат полиоксиэтилен(5)сорбита | 0,0722 |
Моноолеат сорбита | 0,3014 |
Сополимер, включающий акриламид и акриловую кислоту | 31,1392 |
4-Метоксифенол | 0,0303 |
Хлорид аммония | 1,6191 |
Этоксилированные спирты С12-С16 | 1,3700 |
Вода | 43,1737 |
Сумма | 100,0 |
Эти испытания снижения трения проводили в соответствии с методикой, описанной ниже. Для каждого снижающего трение сополимера часть масляной эмульсии сополимера добавляли к пресной воде в количестве примерно 0,5 галлонов на 1000 галлонов и испытывали на снижение давления трения, используя измеритель снижения трения ("СТ-метр"). СТ-метр представлял собой прибор с трубой закрытого контура, разработанный для измерения перепада давления на 5 футовой секции 12 футовой промышленной стальной трубы. Промышленная стальная труба имела внутренний диаметр 0,632 дюйма с шероховатостью стенки 0,00011 фута. СТ-метр состоял из емкости хранения/смешения, соединенной к винтовому насосу с постоянной скоростью, который прокачивал испытуемую текучую среду через магнитный расходомер и затем через испытательные трубы и возвратную линию в емкость хранения/смешения. Для каждого испытания в емкость хранения/смешения добавляли около 10 литров пресной воды. Далее, насос включали для циркуляции пресной воды на период времени, достаточный для заполнения всех труб водой. После заполнения водой трубы насос останавливали. Запускали систему сбора данных и включали насос после примерно 10-15 дополнительных секунд. Система сбора данных измеряла скорость потока, температуру в емкости и перепад давления на 5-ти футовой секции трубы. На примерно 1 минуте испытания в емкость хранения/смешения добавляли желаемое количество масляной эмульсии сополимера, которая включала снижающий трение сополимер. Каждое испытание проводили в течение суммарно около 20 минут с регистрацией расхода, температуры в емкости и перепада давления на 5-ти футовой секции трубы с интервалами в одну секунду. Производительность насоса была около 30 л/мин или 3 объема системы в минуту. В промышленной стальной трубе поток был полностью турбулентным с числом Рейнольдса около 50000.
Данные первой минуты, полученные до добавления масляной эмульсии сополимера, были использованы для проверки показаний прибора и получения базовой линии данных на известной текучей среде. Перепад давления на 5-ти футовой секции трубы для пресной воды был рассчитан из расхода воды и размеров трубы по следующей формуле:
где ΔРводы представляет рассчитанный перепад давления, ρ - плотность, V - скорость, L - длина, g - гравитационная постоянная и Dh - диаметр трубы. Переменная f была рассчитана в соответствии с формулой для турбулентного потока ниже:
где ε - шероховатость трубы, d - диаметр трубы и NRe - число Рейнольдса (Shacham, M., Isr. Chem. Eng., 8, 7E (1976)).
После добавления в емкость масляной эмульсии сополимера измеренный перепад давления сравнивали с рассчитанным перепадом давления для воды, чтобы определить % снижения трения ("% СТ"), используя следующее уравнение:
где ΔРводы - рассчитанный перепад давления для воды и ΔРизмеренное - перепад давления после ввода масляной эмульсии сополимера.
Результаты этой серии испытаний показаны в таблице 3 ниже.
Таблица 3 | ||||
Отношение акриламид/акриловая кислота | ||||
Измеряемые параметры | 70/30 | 85/15 | 87,5/12,5 | 90/10 |
% СР на 4 мин | 65,9 | 66,3 | 62,2 | 57,2 |
% СР на 9 мин | 61,0 | 56,1 | 54,3 | 50,2 |
% СР на 14 мин | 55,2 | 49,8 | 50,3 | 45,2 |
% СР на 19 мин | 50,0 | 45,8 | 45,7 | 41,3 |
Максимальный % СР | 69,7 | 71,1 | 70,7 | 69,7 |
ΔРизмеренный, сумма на 2 мин | 92 | 80 | 80 | 88 |
ΔРизмеренный, сумма на 5 мин | 208 | 194 | 193 | 222 |
ΔРизмеренный, сумма на 10 мин | 424 | 435 | 428 | 509 |
Максимальное снижение трения и процент снижения трения в различные моменты времени могут быть использованы для сравнения относительной эффективности различных снижающих трение сополимеров. Сумма измеренных перепадов давления также может быть использована для сравнения эффективности различных снижающих трение сополимеров. Более низкая сумма должна представлять более эффективное снижение трения. Начальным временем для этих измерений был момент, когда в емкость хранения/смешения добавляли масляную эмульсию сополимера.
Эти примеры таким образом показывают, что снижающий трение сополимер, включающий менее чем 30% акриловой кислоты, может обеспечить снижение трения, сравнимое или лучшее, чем со снижающим трение сополимером, содержащим 30% акриловой кислоты.
Поэтому настоящее изобретение является хорошо подходящим для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также тех, которые присущи ему. Хотя специалистами могут быть сделаны многочисленные изменения, такие изменения охватываются духом изобретения, как он определен прилагаемой формулой изобретения. Термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно заявителем.
Claims (23)
1. Способ обработки части подземного пласта, содержащий приготовление водной текучей среды для обработки пласта, содержащей воду и снижающий трение сополимер, состоящий из акриламида в количестве от около 80 до около 90 мас.% и акриловой кислоты в количестве от около 10 до около 20 мас.%, и ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта.
2. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер присутствует в водной текучей среде для обработки пласта в количестве от около 0,01 до около 4 мас.%.
3. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер имеет молекулярный вес от примерно 7500000 до примерно 20000000.
4. Способ по п.1, в котором акриловая кислота присутствует в снижающем трение сополимере в количестве около 12 до около 17 мас.%.
5. Способ по п.1, в котором ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта осуществляется со скоростью и под давлением, достаточными для создания или увеличения одной или нескольких трещин в части подземного пласта.
6. Способ по п.1, в котором приготовление водной текучей среды для обработки пласта содержит обеспечение снижающего трение сополимера и его объединение с водой для получения водной текучей среды.
7. Способ по п.6, в котором снижающий трение сополимер представлен в твердом виде, суспендированном в масляной эмульсии сополимера, или в виде компонента водного раствора.
8. Способ по п.6, в котором обеспечение снижающего трение сополимера содержит обеспечение масляной эмульсии сополимера, содержащей дополнительную воду, несмешиваемую с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение сополимер.
9. Способ по п.8, в котором масляная эмульсия сополимера после объединения с водой инвертируется, выпуская снижающий трение сополимер в указанную воду.
10. Способ по п.8, в котором масляная эмульсия сополимера дополнительно содержит, по меньшей мере, одно из следующего: ингибитор, соль или инвертирующий агент.
11. Способ по п.8, в котором масляная эмульсия сополимера дополнительно содержит соль аммония, 4-метоксифенол и этоксилированный спирт C12-C16, несмешивающаяся с водой жидкость содержит смесь парафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов, и эмульгатор содержит диэтаноламид жирных кислот таллового масла, моноолеат полиоксиэтилен сорбита и моноолеат сорбита.
12. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер присутствует в водной текучей среде для обработки пласта в количестве от 0,025 до 0,1 мас.%.
13. Способ обработки части подземного пласта, содержащий приготовление масляной эмульсии сополимера, содержащей воду, несмешиваемую с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение сополимер, состоящий из акриламида в количестве от около 80 до около 90 мас.% и акриловой кислоты в количестве от около 10 до около 20 мас.%, объединение указанной эмульсии с дополнительной водой для формирования водной текучей среды для обработки пласта, обеспечение инвертирования указанной эмульсии так, чтобы выпускать снижающий трение сополимер в водную текучую среду для обработки пласта, и ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта.
14. Способ по п.13, в котором снижающий трение сополимер присутствует в водной текучей среде для обработки пласта в количестве от 0,025 до 0,1 мас.%.
15. Способ по п.13, в котором снижающий трение сополимер имеет молекулярный вес от примерно 7500000 до примерно 20000000.
16. Способ по п.13, в котором акриловая кислота присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 12% до около 17% от массы снижающего трение сополимера.
17. Способ по п.13, в котором масляная эмульсия сополимера дополнительно содержит соль аммония, 4-метоксифенол и этоксилированный спирт C12-C16, несмешивающаяся с водой жидкость содержит смесь парафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов, и эмульгатор содержит диэтаноламид жирных кислот таллового масла, моноолеат полиоксиэтилен сорбита и моноолеат сорбита.
18. Способ по п.13, в котором ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта осуществляется со скоростью и под давлением, достаточными для создания или увеличения одной или нескольких трещин в части подземного пласта.
19. Способ обработки части подземного пласта, содержащий приготовление масляной эмульсии сополимера, содержащей воду, несмешиваемую с водой жидкость, содержащую смесь парафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов, эмульгатор, содержащий диэтаноламид жирных кислот талового масла, моноолеат полиоксиэтилен сорбита и моноолеат сорбита, снижающий трение сополимер, состоящий из акриламида в количестве от около 80 до около 90 мас.% и акриловой кислоты в количестве от около 10 до около 20 мас.%, и соль аммония, 4-метоксифенол и этоксилированный спирт C12-C16, объединение указанной эмульсии с дополнительной водой для формирования водной текучей среды для обработки пласта, обеспечение инвертирования указанной эмульсии так, чтобы выпускать снижающий трение сополимер в водную текучую среду для обработки пласта, и ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта.
20. Способ по п.19, в котором снижающий трение сополимер присутствует в водной текучей среде для обработки пласта в количестве от 0,025 до 0,1 мас.%.
21. Способ по п.19, в котором снижающий трение сополимер имеет молекулярный вес от примерно 7500000 до примерно 20000000.
22. Способ по п.19, в котором акриловая кислота присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 12% до около 17% от массы снижающего трение сополимера.
23. Способ по п.19, в котором ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта осуществляется со скоростью и под давлением, достаточными для создания или увеличения одной или нескольких трещин в части подземного пласта.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/156,356 | 2005-06-17 | ||
US11/156,356 US7004254B1 (en) | 2005-06-17 | 2005-06-17 | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008101781A RU2008101781A (ru) | 2009-07-27 |
RU2447124C2 true RU2447124C2 (ru) | 2012-04-10 |
Family
ID=35922610
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008101781/03A RU2447124C2 (ru) | 2005-06-17 | 2006-06-13 | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7004254B1 (ru) |
AU (1) | AU2006258849B2 (ru) |
CA (2) | CA2725112C (ru) |
DE (1) | DE112006001597T5 (ru) |
EG (1) | EG25277A (ru) |
RU (1) | RU2447124C2 (ru) |
WO (1) | WO2006134348A1 (ru) |
Cited By (3)
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 |
RU2763498C1 (ru) * | 2018-06-26 | 2021-12-29 | Норион Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Соль монохлоруксусной кислоты с хелатирующим агентом для замедленного подкисления в нефтедобывающей промышленности |
Families Citing this family (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7117943B2 (en) * | 2004-01-15 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducers for fluids comprising carbon dioxide and methods of using friction reducers in fluids comprising carbon dioxide |
WO2007068876A1 (en) * | 2005-12-13 | 2007-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids |
US7311146B1 (en) * | 2006-08-16 | 2007-12-25 | 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 |
AU2007285548B2 (en) * | 2006-08-16 | 2012-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods |
US8640774B1 (en) | 2007-02-16 | 2014-02-04 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Method of treating a formation |
US9574128B2 (en) | 2007-07-17 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer delivery in well treatment applications |
US9475974B2 (en) * | 2007-07-17 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling the stability of water in water emulsions |
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 |
US8043999B2 (en) * | 2007-07-17 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
US20090105097A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Carlos Abad | Degradable Friction Reducer |
US7703527B2 (en) * | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
US7703521B2 (en) * | 2008-02-19 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications |
US7712534B2 (en) * | 2008-03-14 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids having biocide and friction reducing properties and associated methods |
US20090298720A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for maintaining fracture conductivity |
US8865632B1 (en) * | 2008-11-10 | 2014-10-21 | Cesi Chemical, Inc. | Drag-reducing copolymer compositions |
US7950459B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Using a biphasic solution as a recyclable coiled tubing cleanout fluid |
US20100179076A1 (en) * | 2009-01-15 | 2010-07-15 | Sullivan Philip F | Filled Systems From Biphasic Fluids |
US20100184631A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Provision of viscous compositions below ground |
US20100184630A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Sullivan Philip F | Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation |
US20110232907A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Bryant Jason E | Laminar phase ring for fluid transport applications |
US20120018148A1 (en) * | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time field friction reduction meter and method of use |
AR082347A1 (es) * | 2010-07-28 | 2012-11-28 | Chevron Usa Inc | Sistema y metodo de reutilizacion de agua de fluido de fractura |
US8714255B2 (en) * | 2011-03-30 | 2014-05-06 | Coil Chem, Llc | Completion fluid with friction reduction |
US9796900B2 (en) | 2011-06-22 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid |
US9315722B1 (en) | 2011-09-30 | 2016-04-19 | Kemira Oyj | Methods for improving friction reduction in aqueous brine |
WO2014063761A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Services Petroliers Schlumberger | Compositions and methods for completing subterranean wells |
US20140148369A1 (en) | 2012-11-28 | 2014-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Treating a Subterranean Formation with Friction Reducing Clays |
US9932513B2 (en) | 2013-01-23 | 2018-04-03 | Haliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising stabilized heteropolysaccharides and related methods |
US9422420B2 (en) | 2013-02-01 | 2016-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide |
WO2014167375A1 (en) * | 2013-04-09 | 2014-10-16 | Services Petroliers Schlumberger | Composition and methods for completing subterranean wells |
US10711173B2 (en) * | 2013-05-31 | 2020-07-14 | Solvay Usa Inc. | Salt tolerant friction reducer |
US9816022B2 (en) * | 2013-05-31 | 2017-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications |
US20160237338A1 (en) | 2013-10-04 | 2016-08-18 | Ypf Tecnologia Sa | Pretreatment of Subterranean Formations for Dendritic Fracturing |
AU2014393390B2 (en) * | 2014-05-07 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reduction enhancement |
CA2997025A1 (en) | 2015-10-02 | 2017-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling well bashing |
CN109863221B (zh) | 2016-09-14 | 2021-12-24 | 罗地亚经营管理公司 | 用于油气井增产的聚合物共混物 |
WO2019121559A1 (en) | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Crosslinkable friction reducer |
US11549347B2 (en) | 2019-01-10 | 2023-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control system for controlling flow rates of treatments used in hydraulic fracturing |
FR3102479B1 (fr) * | 2019-10-28 | 2021-10-22 | S N F Sa | Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique |
WO2021248305A1 (en) | 2020-06-09 | 2021-12-16 | Solvay (China) Co., Ltd | Inverting surfactants for inverse emulsions |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3841402A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Fracturing with radiation-induced polymers |
US4500437A (en) * | 1980-12-15 | 1985-02-19 | Cassella Aktiengesellschaft | Water soluble copolymers for use in fracture-acidizing of wells |
EP0476263A2 (en) * | 1990-09-14 | 1992-03-25 | American Cyanamid Company | Crosslinking water-soluble polymers with iron to form gels for use in subterranen profile modifications |
RU2097547C1 (ru) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта |
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 |
RU2200180C2 (ru) * | 2000-09-18 | 2003-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Раствор для вскрытия продуктивных пластов |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3442803A (en) | 1966-01-19 | 1969-05-06 | Calgon Corp | Thickened friction reducer for waterbased oil well treating fluids |
US3562226A (en) | 1969-08-13 | 1971-02-09 | Calgon Corp | Friction reducing |
US3768565A (en) | 1971-09-29 | 1973-10-30 | Calgon Corp | Friction reducing |
GB1515983A (en) * | 1972-11-06 | 1978-06-28 | Hercules Inc | Process of reducing friction flow losses in fluids |
US4694046A (en) | 1985-11-25 | 1987-09-15 | Exxon Research And Engineering Company | Hydrophobically associating terpolymers of acrylamide, salts of acrylic acid and alkyl acrylamide |
US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
US6367550B1 (en) * | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
US6787506B2 (en) * | 2002-04-03 | 2004-09-07 | Nalco Energy Services, L.P. | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids |
US6784141B1 (en) | 2003-04-21 | 2004-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, aqueous well treating fluids and friction reducers therefor |
US7117943B2 (en) * | 2004-01-15 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducers for fluids comprising carbon dioxide and methods of using friction reducers in fluids comprising carbon dioxide |
-
2005
- 2005-06-17 US US11/156,356 patent/US7004254B1/en active Active
-
2006
- 2006-06-13 RU RU2008101781/03A patent/RU2447124C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-06-13 CA CA2725112A patent/CA2725112C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-13 DE DE112006001597T patent/DE112006001597T5/de not_active Withdrawn
- 2006-06-13 CA CA2611841A patent/CA2611841C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-13 AU AU2006258849A patent/AU2006258849B2/en not_active Ceased
- 2006-06-13 WO PCT/GB2006/002168 patent/WO2006134348A1/en active Application Filing
-
2007
- 2007-12-16 EG EGNA2007001435 patent/EG25277A/xx active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3841402A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Fracturing with radiation-induced polymers |
US4500437A (en) * | 1980-12-15 | 1985-02-19 | Cassella Aktiengesellschaft | Water soluble copolymers for use in fracture-acidizing of wells |
EP0476263A2 (en) * | 1990-09-14 | 1992-03-25 | American Cyanamid Company | Crosslinking water-soluble polymers with iron to form gels for use in subterranen profile modifications |
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 |
RU2097547C1 (ru) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта |
RU2200180C2 (ru) * | 2000-09-18 | 2003-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Раствор для вскрытия продуктивных пластов |
Cited By (5)
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 |
RU2763498C1 (ru) * | 2018-06-26 | 2021-12-29 | Норион Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Соль монохлоруксусной кислоты с хелатирующим агентом для замедленного подкисления в нефтедобывающей промышленности |
US11879096B2 (en) | 2018-06-26 | 2024-01-23 | Nouryon Chemicals International B.V. | Salt of monochloroacetic acid with chelating agent for delayed acidification in the oil field industry |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2611841A1 (en) | 2006-12-21 |
CA2725112C (en) | 2012-05-15 |
WO2006134348A1 (en) | 2006-12-21 |
EG25277A (en) | 2011-12-04 |
CA2611841C (en) | 2011-08-02 |
RU2008101781A (ru) | 2009-07-27 |
CA2725112A1 (en) | 2006-12-21 |
AU2006258849B2 (en) | 2010-12-16 |
AU2006258849A1 (en) | 2006-12-21 |
DE112006001597T5 (de) | 2008-04-30 |
US7004254B1 (en) | 2006-02-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2447124C2 (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
US11781055B2 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
US9315722B1 (en) | Methods for improving friction reduction in aqueous brine | |
US7271134B2 (en) | Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids | |
US7232793B1 (en) | Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids | |
US20190048246A1 (en) | Aqueous ampholyte polymer containing solutions for subterranean applications | |
US9708562B2 (en) | Rapidly inverting water-in-oil polymer emulsions | |
RU2717560C2 (ru) | Солестойкий понизитель трения | |
US7582590B2 (en) | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods | |
US7311146B1 (en) | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods | |
US20190241796A1 (en) | Polymeric drag reducing compositions and methods for reducing drag and/or increasing viscosity of fluids in oil and/or gas wells | |
AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
EP2151486B1 (en) | Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids | |
RU2747765C2 (ru) | Разбавленные катионные понизители трения | |
US11326085B2 (en) | Friction reducers | |
CA2776519C (en) | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods | |
WO2021248305A1 (en) | Inverting surfactants for inverse emulsions | |
US20200392397A1 (en) | Crosslinkable friction reducer | |
RU2816318C2 (ru) | Обратная эмульсия для гидравлического разрыва |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120614 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130427 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160614 |