RU2456325C2 - Композиции жидкостей для обработки скважин, включающие составы с замедленным высвобождением перкарбоната, и способы их применения - Google Patents

Композиции жидкостей для обработки скважин, включающие составы с замедленным высвобождением перкарбоната, и способы их применения Download PDF

Info

Publication number
RU2456325C2
RU2456325C2 RU2010119509/03A RU2010119509A RU2456325C2 RU 2456325 C2 RU2456325 C2 RU 2456325C2 RU 2010119509/03 A RU2010119509/03 A RU 2010119509/03A RU 2010119509 A RU2010119509 A RU 2010119509A RU 2456325 C2 RU2456325 C2 RU 2456325C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sodium percarbonate
fluid
viscosity
alkali metal
coating
Prior art date
Application number
RU2010119509/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2010119509A (ru
Inventor
Каролина Ханна Матильда АНДЕРССОН (SE)
Каролина Ханна Матильда АНДЕРССОН
Мона ЭЗЗЕЛАРАБ (SE)
Мона ЭЗЗЕЛАРАБ
Сесилиа Ева Мария ЙОХАНССОН (SE)
Сесилиа Ева Мария ЙОХАНССОН
Карл Вильхельм АФТЕН (US)
Карл Вильхельм АФТЕН
Вальтер Филип ВОТСОН (US)
Вальтер Филип ВОТСОН
Ричард Энтони ЛАЛАМА (US)
Ричард Энтони ЛАЛАМА
Джефри Ален МОНТЕЙТ (US)
Джефри Ален МОНТЕЙТ
Франк ШИНКЕЛЬ (DE)
Франк ШИНКЕЛЬ
Original Assignee
Кемира Кемикалс, Инк.
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 Кемира Кемикалс, Инк. filed Critical Кемира Кемикалс, Инк.
Publication of RU2010119509A publication Critical patent/RU2010119509A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2456325C2 publication Critical patent/RU2456325C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B15/00—Peroxides; Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof; Superoxides; Ozonides
    • C01B15/055—Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof
    • C01B15/10—Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof containing carbon
    • C01B15/103—Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof containing carbon containing only alkali metals as metals
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B15/00—Peroxides; Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof; Superoxides; Ozonides
    • C01B15/055—Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof
    • C01B15/10—Peroxyhydrates; Peroxyacids or salts thereof containing carbon
    • C01B15/106—Stabilisation of the solid compounds, subsequent to the preparation or to the crystallisation, by additives or by coating
    • 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
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/706—Encapsulated breakers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
    • C02F1/722—Oxidation by peroxides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/09—Viscosity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2305/00—Use of specific compounds during water treatment
    • C02F2305/14—Additives which dissolves or releases substances when predefined environmental conditions are reached, e.g. pH or temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • 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
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
    • Y10T428/2991—Coated
    • 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
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
    • Y10T428/2991—Coated
    • Y10T428/2993—Silicic or refractory material containing [e.g., tungsten oxide, glass, cement, etc.]

Abstract

Изобретения относятся к области обработки скважин. Технический результат - предупреждение преждевременного снижения вязкости жидкости обработки за счет использования гранул перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим его высвобождение. Жидкости для обработки скважин включают воду, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер, гранулы перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим его высвобождение. По первому варианту указанное покрытие является неорганическим материалом. По второму варианту указанное покрытие включает смесь стирол-акрилата и бутилакрилата. В способе гидравлического разрыва подземного пласта используют гранулы перкарбоната натрия с покрытием из неорганического материала, замедляющим его высвобождение. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 табл., 6 пр., 6 ил.

Description

Предшествующий уровень техники
Настоящее изобретение в целом относится к жидким композициям для обработки скважин и способам их применения и более точно к жидкостям для обработки скважин и способам, которые включают состав с замедленным высвобождением перкарбоната.
Внутреннее давление в нефтяной скважине вытесняет на поверхность только первые 3 процента и 10-20% могут быть добыты традиционным выкачиванием. Получение доступа, по меньшей мере, к части остающейся нефти требует более передовой технологии. Для получения доступа обычно используются вязкие жидкости для обработки скважин при бурении, вскрытии нефтяного пласта и обработке подземных пластов, вскрытых скважинами. Например, часто практикуется гидравлический разрыв в качестве средства увеличения добычи. В течение гидравлического разрыва в скважину нагнетается под высоким давлением вязкая жидкость для обработки скважины. Как только давление природного пласта-коллектора превышается, жидкость для гидроразрыва начинает разрыв пласта, который обычно продолжает расти в ходе нагнетания. Когда в ходе обработки разрыв расширяется до подходящей ширины, к жидкости также может быть добавлен расклинивающий наполнитель (например, крупицы песка, алюминиевые шарики или другой материал). Расклинивающий наполнитель остается в полученном разрыве для предотвращения закрытия разрыва и формирования проводящего канала, проходящего от скважины до обрабатываемого пласта, при извлечении жидкости для гидроразрыва. По технологии обработки обычно требуется жидкость для обработки скважины, достигающая максимальной вязкости при попадании в разрыв, что воздействует на длину и ширину разрыва. Вязкость большинства жидкостей для гидроразрыва создается растворимыми в воде полисахаридами, такими как галактоманнаны или их производные. Для повышения вязкости жидкости обычно добавляют сшиватели, такие как борат, титанат или ионы циркония.
Как только образуется подходящее количество разрывов обычно желательно, чтобы вязкость жидкости снизилась до уровня, близкого к вязкости воды после размещения расклинивающего наполнителя. Это позволяет извлечь часть жидкости для обработки без получения избыточных количеств расклинивающего наполнителя после открытия и возвращения скважины к добыче. Извлечение жидкости для гидроразрыва достигается снижением вязкости жидкости до более низкой величины, такой что она фонтанирует из пласта естественным путем. Ведение в жидкость химических реагентов, обозначаемых как разжижитель или разжижающй агент, может привести к достижению этого снижения вязкости или преобразования. Как правило, эти агенты являются или окислителями или ферментами, которые разрушают полимерную структуру геля.
Также жидкости для обработки используются в обработках для борьбы с выносом песка, таких как гравийный фильтр. В обработках гравийных фильтров жидкость для обработки суспендирует частицы (обычно обозначаемые как "частицы гравия") для доставки в желательную область скважины, например, вблизи неуплотненных или слабоуплотненных зон пласта для формирования гравийного фильтра, чтобы улучшить борьбу с выносом песка. Обычный вид работы гравийного фильтра включает размещение экрана для борьбы с выносом песка в скважине и уплотнение кольца между экраном и скважиной частицами гравия определенного размера для предотвращения поступления песка пласта. Частицы гравия служат для предотвращения закупоривания экрана частицами пласта или их миграцию с добываемыми углеводородами и экран служит для предотвращения попадания частиц в насосно-компрессорные трубы. Как только гравийный фильтр находится по существу на месте, вязкость жидкости для обработки может быть снижена, чтобы можно было ее извлечь. В некоторых случаях гидроразрыв и обработка гравийного фильтра объединены в одну обработку (обычно называемую как операции «гидроразрыв с установкой фильтра»). В таких операциях «гидроразрыв с установкой фильтра» обработки обычно заканчиваются монтажом экрана из гравийного фильтра на месте с гидравлическим разрывом пласта путем закачки через кольцевое пространство между кожухом и экраном. В этом случае гидравлический разрыв пласта может закончиться концевым экранированием трещины. В других случаях гидроразрыв может быть выполнен до монтажа экрана и размещения гравийного фильтра.
Поддержание достаточной вязкости в этих жидкостях для обработки важно по ряду причин. Поддержание достаточной вязкости важно при гидроразрыве и обработках в борьбе с выносом песка для переноса частиц и/или создания или увеличения ширины разрыва. Также поддержание достаточной вязкости может быть важным для контроля и/или снижения потерь жидкости в пласте. Кроме того, жидкость для обработки с достаточной вязкостью может использоваться для изменения направления потока жидкостей, существующего в подземном пласте (например, пластовых жидкостей, других жидкостей для обработки), к другим частям пласта, например, "закупоркой" открытых пространств в пласте. В то же время, хотя часто желательно поддержание достаточной вязкости жидкости для обработки, также может быть желательно поддерживать вязкость жидкости для обработки таким образом, что вязкость в определенное время может быть снижена для последующего извлечения жидкости из пласта. Кроме того, вязкость также может помочь определить открытую ширину разрыва.
При выборе подходящего разжижителя можно учитывать начало снижения вязкости, т.е. разжижения. Вязкие жидкости для обработки скважин, которые разжижаются преждевременно, могут осаждать суспендированный материал расклинивающего наполнителя до введения на достаточное расстояние в созданном разрыве. Кроме того, преждевременное разжижение может приводить к ширине разрыва в пласте менее желательной, вызывающей чрезмерное давление нагнетания и преждевременное завершение обработки.
С другой стороны, вязкие жидкости для обработки скважин, которые разжижаются слишком медленно, могут приводить к медленному извлечению жидкости для гидроразрыва из полученного разрыва, что задерживает добычу углеводородов. Более того, расклинивающий наполнитель может сместиться из разрыва, что приводит, по меньшей мере, к частичному закрытию и снижению эффективности разрыва. Предпочтительно, гель для гидроразрыва должен начать разжижаться по завершению нагнетания. Для практических целей гель предпочтительно должен быть полностью разжижен в течение около 24 часов после завершения гидроразрыва.
В низкотемпературных скважинах часто используются ферментативные разжижители, но они относительно дороги по сравнению с окислительными разжижителями. В неглубоких скважинах часто используется перкарбонаты, но при более глубоком бурении перкарбонаты вызывают преждевременное разжижение и менее предпочтительны.
Соответственно в известном уровне техники существует потребность в улучшенных разжижителях, которые могут быть использованы в различных установках, глубинах, условиях и применениях в нефтяных скважинах.
Сущность изобретения
В описании раскрыты композиции для обработки скважин и способы их применения. В одном осуществлении жидкость для обработки скважин включает воду; по меньшей мере, один гидратирующийся полимер; и гранулы перкарбоната натрия с покрытием для замедленного высвобождения, в котором покрытие для замедленного высвобождения является неорганическим материалом.
В другом осуществлении жидкость для обработки скважин включает воду; по меньшей мере, один гидратирующийся полимер; и гранулы перкарбоната натрия с покрытием для замедленного высвобождения, в котором покрытие для замедленного высвобождения включает смесь стирол-акрилата и бутилакрилата.
В другом осуществлении способ гидроразрыва подземного пласта включает нагнетание под давлением в скважину водной гидравлической жидкости с первой вязкостью, в котором водная гидравлическая жидкость включает воду; по меньшей мере, один гидратирующийся полимер; и гранулы перкарбоната натрия с покрытием для замедленного высвобождения из неорганического материала; образование разрывов в подземном пласте гидравлической жидкостью с первой вязкостью и растворение покрытия для замедленного высвобождения приводящих к воздействию воды на перкарбонат натрия через некоторый период времени; взаимодействие перкарбоната натрия, по меньшей мере, с одним гидратирующимся полимером для снижения первой вязкости до второй вязкости; и извлечение, по меньшей мере, части гидравлической жидкости со второй вязкостью.
Раскрытие изобретения может быть лучше понято при обращении к последующему детальному описанию различных особенностей раскрытия и включенных в него примеров.
Кратное описание чертежей
Обратимся теперь к фигурам, в которых подобные элементы пронумерованы одинаково:
фиг.1 графически иллюстрирует вязкость жидкости при 75°F как функцию времени для различных гранул перкарбоната натрия, покрытых и непокрытых силикатом, причем жидкость содержит сшитый гуар;
фиг.2 графически иллюстрирует вязкость при 133°F как функцию времени, сравнивая гранулы перкарбоната натрия, покрытые силикатом, и непокрытые гранулы перкарбоната натрия, причем жидкость содержит сшитый гуар;
фиг.3 графически иллюстрирует вязкость жидкости при 190°F как функцию времени для различных концентраций гранул перкарбоната натрия, покрытых силикатом, и непокрытых гранул перкарбоната натрия, причем жидкость содержит сшитый гуар;
фиг.4 графически иллюстрирует вязкость жидкости при 75°F как функцию времени для гранул перкарбоната натрия, покрытых силикатом, и непокрытых гранул перкарбоната натрия, причем жидкость содержит сополимер акриловой кислоты и акриламида;
фиг.5 графически иллюстрирует вязкость жидкости при 120°F как функцию времени для гранул перкарбоната натрия, покрытых силикатом, и непокрытых гранул перкарбоната натрия, причем жидкость содержит гель линейного (несшитого) гуара; и
фиг.6 графически иллюстрирует вязкость жидкости при 150°F как функцию времени для гранул перкарбоната натрия, покрытых силикатом, и непокрытых гранул перкарбоната натрия, причем жидкость содержит гель сшитого бором гуара.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение в основном направлено на создание жидкостей для обработки скважин, содержащих состав перкарбоната натрия с замедленным высвобождением для использования на нефтепромыслах. В соответствии с использованием в описании термин «замедленное высвобождение» относится к профилю растворения, который задерживает высвобождение окислителя в жидкости для обработки скважин. Например, покрытия, замедляющие высвобождение гранул перкарбонат натрия, могут обеспечить время растворения от порядка нескольких минут до около 5 часов в нейтральном pHs (т.е. pHs около 6-8) в зависимости от планируемого применения. Замедленное высвобождение перкарбоната натрия может быть использовано при бурении, вскрытии нефтяного пласта и обработке подземных пластов и т.п., при рабочих температурах около 0-400°F.
Жидкость для обработки скважин является водной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер, при необходимости сшиватель и состав с замедленным высвобождением перкарбоната натрия. Кроме того, при необходимости к жидкости может быть добавлен расклинивающий наполнитель в зависимости от планируемого применения на месторождении нефти. Во время применения жидкость нагнетается в подземный пласт с первой вязкостью и затем ей позволяют разжижаться рушиться (т.е. эффект снижения вязкости) после растворения покрытия замедленного высвобождения гранул перкарбоната натрия. Затем, при необходимости, жидкость для обработки скважин с уменьшенной вязкостью может быть извлечена. Планируемое конечное использование будет диктовать необходимую вязкость жидкости, например, гели для очистки внутренней поверхности скважины могут требовать более высокой вязкости, тогда как у жидкости для гидроразрыва может потребоваться относительно более низкая вязкость.
Водная основа, используемая в жидкостях для обработки скважин, не ограничивается и может включать воду, соленую воду, рассол, морскую воду, и т.п. В целом, вода может быть из любого источника, обработанная или необработанная, если она не содержит компоненты, которые могут влиять на стабильность любого из других компонентов жидкости для обработки скважин. рН водной жидкости может быть скорректирован, чтобы сделать жидкость совместимой со сшивателем. В одном осуществлении материал, регулирующий рН, добавляется к водной жидкости после добавления к ней растворимого в воде полимера. Типичными материалами для регулировки рН являются основания, кислоты и буфера. Например, бикарбонат натрия, карбонат калия, гидроксид натрия, гидроксид калия и карбонат натрия являются типичными реагентами для регулировки рН. В одном осуществлении значение рН жидкости может составлять около 5-14. В других осуществлениях рН около 7-14 и в некоторых других осуществлениях рН около 8-12.
Подходящие гидратирующиеся полимеры включают те, которые способны образовывать гель в присутствии сшивателя. Подходящие гидратирующиеся полисахариды включают, но не ограничены, галактоманнановой камедью, гуаром, производными гуара, ксатаном, диутаном, склероглюканом и их производными. Определенными примерами являются гуаровая камедь, производные гуаровой камеди, смола плодорожкового дерева, камедь карайи и т.п. Подходящие гидратирующиеся полимеры также могут включать синтетические полимеры, такие как поливиниловый спирт, полиакриламиды, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновая кислота и различные другие синтетические полимеры и сополимеры. Другие подходящие полимеры известны специалистам в данной области техники. Также предусмотрены смеси полимеров.
Количество гидратирующегося полимера в жидкости не ограничивается. Обычно гидратирующийся полимер может присутствовать в жидкости с концентрацией около 0,10-5,0% от веса водной жидкости. Предпочтительный диапазон содержания гидратирующегося полимера около 0,20-0,80 мас.%.
Подходящим сшивателем может быть любое соединение, увеличивающее вязкость жидкости химической сшивкой, физической сшивкой или любыми другими механизмами. В соответствии с использованием в описании термин сшивка обычно относится к образованию связей между двумя молекулами. Например, подходящие сшиватели включают бораты, такие как борная кислота, метаборат натрия, тетраборат натрия и т.п.; титанаты, такие как хелатные эфиры титана; диальдегиды; соединения, содержащие цирконий; цинк; различные их смеси; и т.п. Другие подходящие сшиватели могут быть выбраны специалистом в данной области техники. Выбор соответствующего сшивателя обычно зависит от типа планируемой обработки и используемого гидратирующегося полимера. Количество используемого сшивателя также зависит от условий в скважине и типа планируемой обработки, но обычно находится в диапазоне около 10-1000 частей на миллион (ppm) ионов металла сшивателя в жидкости с гидратирующимся полимером. В некоторых применениях водный раствор полимера сшивается немедленно после добавления сшивателя с образованием очень вязкого геля. В других применениях реакция сшивателя может быть замедлена так, что образование вязкого геля не происходит до желательного момента.
Гидратирующийся полимер отдельно или в комбинации со сшивателем присутствует в жидкости с концентрацией, достаточной для обеспечения первой вязкости более 1000 сП при 3,77 с-1.
Состав с замедленным высвобождением перкарбоната натрия получается из гранул перкарбоната натрия. В настоящем изобретении гранулы являются по существу сферическими частицами с обычным распределением по размеру в диапазоне 0,3-1,5 миллиметров (мм) с сердцевиной из перкарбоната натрия (Na2CO3: 1,5 Н2О2) и покрытием, замедляющим высвобождение. Могут быть использованы сита для отделения определенных размеров, которые могут быть желательны в различных применениях. Гранулы перкарбоната натрия могут быть покрыты неорганическим или полимерным материалом в зависимости от планируемого применения. Подходящие неорганические материалы включают силикаты щелочных и/или щелочноземельных металлов. При необходимости гранулы перкарбоната натрия сначала могут быть покрыты сульфатом, например сульфатом натрия, сульфатом магния, и т.п. Сами покрытия предпочтительно являются равномерными и гомогенными на гранулах перкарбоната натрия. Функция слоя покрытия состоит в защите перкарбоната натрия от контакта с влагой и/или водой окружающей среды, которая усиливает разложение материала сердцевины.
В одном осуществлении неорганическим материалом является силикат щелочного металла, нанесенный в количестве 15-37% от веса гранулы перкарбоната натрия и в некоторых других осуществлениях 22-37 мас.%. Было установлено, что при количествах менее 15 мас.%, замедление растворения перкарбоната в жидкости для обработки скважин минимально при температурах до 150°F. Подобный результат наблюдается при содержании силиката менее 22 мас.% при температурах 150-180°F. В количествах более 37 мас.% частицы проявляют тенденцию к агломерации и образованию сгустков. Как только образуются сгустки, покрытие асимметрично ломается в ходе обработки скважин, приводя, таким образом, к преждевременному воздействию на гидратирующийся полимер перкарбоната натрия, ведущему к окислительному разжижению полимера и снижению вязкости. Из-за этого профиль растворения очень трудно предсказать и он часто неравномерен. Типичным щелочным металлом силиката является натрий (Na2SiO3).
Подходящие полимеры для создания покрытия замедленного высвобождения включают полистиролы, полиакрилаты, полисилоксаны и их смеси.
Покрытие гранул перкарбоната натрия обычно включает распыление желательного материала покрытия на гранулы перкарбоната натрия в псевдоожиженном слое. Типичное покрытие на основе силиката выполнятся потоком воздуха 120-155 кубических метров в час (м3/ч) при температуре 110-135°С. В качестве примера на слой 2-3 килограммов (кг) перкарбоната при температуре 80-105°С распыляется со скоростью 0,5-2,5 килограмма в час (кг/ч) раствор покрытия, разбавленного до около 30-40 мас.%. Типичные полимерные покрытия могут быть выполнены потоком воздуха 125-140 м3/ч при температуре 0-70°С. В качестве примера на слой перкарбоната около 3 кг при температуре 19-55°С распыляется раствор полимера со скоростью 0,2-0,7 кг/ч. Покрытие гранул перкарбоната натрия может быть выполнено в AGT 150 системе псевдоожиженного слоя, коммерчески поставляемой Glatt (Германия).
Внутренняя устойчивость гранул перкарбоната натрия может контролироваться анализом содержания активного кислорода во времени измерением величины ТАМ (контроль термической активности), причем величина ТАМ снижается при увеличении устойчивости. Хороший срок сохранности выражается низким значением ТАМ. Для некоторых применений значение ТАМ предпочтительно должно быть ниже около 15 мкВт/г и в особенности ниже около 10 мкВт/г для перкарбоната натрия. Значение ТАМ является микрокалориметрическим определением энергии, выделяемой при хранении, измеренной ТАМ® Thermal Activity Monitor, поставляемым Thermometric AB (Sweden). При разложении перкарбоната натрия он выделяет тепло. Поток этого тепла измеряется величиной ТАМ в мкВт/г.
Жидкие композиции для возбуждения и заканчивания скважин (обработки) настоящего изобретения могут дополнительно содержать другие добавки. Добавки обычно включаются для увеличения устойчивости самой жидкой композиции, предотвращения расслоения, вызванного воздействием кислорода, изменениями температуры, следами металлов, компонентами воды, которую добавляют к жидкой композиции, предотвращения неоптимальной кинетики реакции сшивки, защиты нефтепромыслового оборудования и предотвращения роста бактерий. Выбор компонентов, используемых в жидких композициях, в большой степени продиктован свойствами углеводородсодержащего пласта, в котором они будут применяться. Такие добавки могут быть выбраны из группы, включающей масла, соли (включая органические соли), биоциды, ингибиторы коррозии и растворители, рН модификаторы (например, кислоты и основания), металлохелаты, комплексоны, антиоксиданты, смачивающие агенты, стабилизаторы полимера, стабилизаторы глины, ингибиторы и растворители отложений, ингибиторы и растворители парафинизации, ингибиторы осаждения асфальтенов, ингибиторы притока воды, добавки от потерь жидкости, химические жидкие растворы, потокоотклоняющие материалы, реагенты для искусственной консолидации песка, расклинивающие наполнители, модификаторы проницаемости, вязкоупругие жидкости, газы (например, азот и диоксид углерода), вспениватели и т.п.
Следующие примеры представлены только в иллюстративных целях и не предназначены для ограничения объема притязаний изобретения.
ПРИМЕРЫ
Перкарбонат натрия следующих примеров приобретен у Kemira Kemi AB под торговой маркой Есох. Силикат натрия с мольным отношением 3,28 приобретен у Askania (Sweden). Стирол-акрилатный полимер и полимер бутилакрилат/стирол приобретен у изготовителя краски Beckers (Sweden).
Стабильность определяют анализом содержания активного кислорода свежеприготовленных образцов и сравнением с содержанием активного кислорода через 2 месяца. Содержание активного кислорода или пероксида водорода определяют титрованием перманганатом калия (0,2 N) в кислом растворе (10% серная кислота). Образец в 5 граммов (г) растворяют в 75 миллилитрах (мл) 10% раствора H2SO4. Из этого образца 3 г раствора титруют раствором KМnO4 с использованием комбинированного Pt-электрода; Metrohm 794 Basic Titrino и Metrohm 665 Dosimat.
Время растворения определяют по проводимости, измеренной Cond 340i, WTW с 2 г образца в 1 литре (л) деионизированной воды при 20°С. Образец перемешивают при 750 оборотах в минуту (об/мин) в ходе измерения. Скорость растворения определяется графически как время (в минутах), за которое достигается 90% максимальной проводимости. Для оценки вклада покрытия в проводимость в случае гранул, покрытых силикатом перкарбоната, покрытый Na2SiO3 анализируют 1Н-ЯМР. Спектры 1Н-ЯМР регистрируют на Bruker Avance 500 спектрометре в D2O растворах при комнатной температуре. Время растворения покрытия из силиката натрия измеряют по увеличению пика при 4,8 ppm, который соответствует воде, получаемой при разложении пероксида водорода (Н2О2), при ее высвобождении из покрытия.
Пример 1
В этом примере гранулы перкарбоната натрия покрыты различными типами материалов покрытия с различной толщиной. Измеряют время растворения и стабильность. Стабильность определяют по содержанию активного кислорода (АО) за 2-месячный период времени. Результаты представлены в таблице 1.
Полученные значения содержания активного кислорода предназначены для сравнения относительной стабильности образцов. Значение для 24 часов является стандартным эталоном непокрытого перкарбоната натрия, поскольку гранулы непокрытого перкарбоната натрия обычно достигают стабильных значений после этого периода времени.
Таблица 1
Образец Покрытие
Расчет весовой доли покрытия (найдено %)		 Растворение (мин) Исходное АО, % АО 2 месяца, %
Контроль Без покрытия (сравнение) 68 (сек) 32 -
Контроль Без покрытия (сравнение) 51 (сек) 31 -
1 Na2SiO3 10%. 33 28 28
2 Na2SiO3 30% 180 21 21
3 Стирол-акрилат 0,9% 23 31 30
4 Стирол-акрилат 1,7% 68 30 30
5 Бутилакрилат 8% 12 28 26
6 Бутилакрилат 30% 26 21 21
7 Стирол-акрилат 2% + Бутилакрилат 3% 175 30 30
Единицами времени растворения для контроля являются секунды. Результаты указывают, что время растворения перкарбоната натрия замедляется применением покрытия из полимерного или неорганического материала. При единственном покрытии гранулы перкарбоната натрия, покрытые силикатом, показывают очень хороший эффект времени растворения при комнатной температуре и также дают очень стабильный продукт. Хотя покрытия из полимера одного типа бутилакрилата обычно менее эффективны, представляется, что комбинация полимеров обладает синергетическим эффектом и очень эффективна даже для довольно тонких покрытий. Представляется, что полимерные покрытия также положительно влияют на стабильность.
Пример 2
В этом примере анализируется стабильность перкарбоната натрия, покрытого силикатом натрия, и его способность к разрушению гуара в ходе испытательного нагнетания в нефтяную скважину. В 2-литровом сосуде 1000,0 г деионизированной воды добавляют к 10,0 г анионного карбоксиметилгидроксипропилгуара, приобретенного у Hercules, Incorporated под торговой маркой Aqualon Galactasol 651 и, перемешивают в течение около 30 минут при 3000 об/мин для получения маточного раствора. К 175,0 г маточного раствора добавляют 0,8 г сшивателя на основе титана, коммерчески поставляемого E.I. du Pont de Nemours and Company под торговой маркой Tyzor® 131, перемешивают при 1500 об/мин в течение около 2 минут и оставляют гелироваться в течение около 30 минут. Используя ротационный вискозиметр Grace M3500A r, оборудованный ротором R1 и диском В2, гель предварительно подвергают сдвигу при 75,4 с-1 при заданной температуре в течение 30 минут и затем подвергают сдвигу в течение 30 с при 3,77 с-1 для измерения начальной вязкости геля. Затем добавляют заданное количество разжижителя и гель подвергают сдвигу при 75,4 с-1 в течение 60 минут, с 30-секундными перерывами при 3,77 с-1 для измерения вязкости после 1, 3, 5, 7, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55 и 60 минут. Параметры каждого испытания представлены в таблице 2.
Таблица 2
  Концентрация разжижителя (мас.% активного перкарбоната натрия) Температура. (°F) Na2SiO3 (% масс.)
1 0,05 75 Без покрытия
2 0,5 75 Без покрытия
3 0,275 133 Без покрытия
4 0,05 190 Без покрытия
5 0,5 190 Без покрытия
6 0,275 75 10
7 0,05 75 30
8 0,5 75 30
9 0,275 133 30
10 0,05 190 30
11 0,5 190 30
Фиг.1-3 графически иллюстрируют вязкость как функцию от времени со всеми данными для вышеуказанных образцов в процентах начальной вязкости. Данные, полученные при комнатной температуре, представленные на фиг.1, показывают, что у обоих образцов с силикатным покрытием превосходная стабильность относительно перкарбоната натрия без покрытия, проверенного при той же температуре. Гранулы перкарбоната натрия с 30 мас.% покрытия из силиката натрия показывают меньшее высвобождение во времени чем, гранулы перкарбоната натрия с 10 мас.% покрытия из силиката натрия. Однако при более высоких температурах перкарбонат высвобождается в гель быстрее, что доказывает более быстрое снижение вязкости и в измерениях при 190°F имеются небольшое различие между образцами с покрытием и без покрытия.
Пример 3
В этом примере определяется разрушение полимера гуара в отсутствии сдвига для различных гранул перкарбоната натрия с покрытием и без покрытия. В 2-литровый сосуд добавляют 1 500,0 г деионизированной воды к 15,0 г Aqualon Galactasol 651 полимера гуара и перемешивают в течение 30 минут при 3000 об/мин для получения маточного раствора полимера гуара. Полимер гуара не сшит. 300,0 г маточного раствора заливают в 400 мл сосуд. Половину этого раствора (150,0 мл) заливают в автоклав для изучения термостабильности буровых растворов, поставляемый Fann Instrument Company, и добавляют различные количества перкарбоната натрия с покрытием и без покрытия, как показано в таблице 3. Остающийся раствор полимера гуара (150,0 мл) добавляют в автоклав для изучения термостабильности буровых растворов, который затем герметизируют, и создают повышенное давление. Автоклав для изучения термостабильности буровых растворов встряхивают три раза для распределения гранул перкарбоната натрия и помещают в печь на время, определенное в таблице 4. Затем измеряют вязкость при 3,77 с-1 и 75°F ротационным вискозиметром Grace M3500a, оборудованным ротором R1 и диском В2. Температуры и используемые давления выбирают, чтобы моделировать глубины 500-2500 футов, и время составляет 4-28 часов. Температура и давления для моделирования различных глубин нефтяных скважин представлены в таблице 3, в то время как таблица 4 представляет экспериментальные условия и результаты для каждого образца.
Таблица 3
Глубина (фут) Температура (°F) Давление (фунт/кв.дюйм)
500 82 250
2500 113 1250
Таблица 4
  Концентрация (мас.%, активного перкарбоната натрия) Глубина (фут) Время (ч) Na2SiO3 (мас.%) Вязкость при 3,77 с-1 (сП ± 80 сП)
1 0,05 500 4 Без покрытия 4395
2 0,5 500 4 Без покрытия 2996
3 0,05 500 28 Без покрытия 3271
4 0,5 500 28 Без покрытия 859
5 0,05 2500 4 Без покрытия 3291
6 0,5 2500 4 Без покрытия 1521
7 0,05 2500 28 Без покрытия 1576
8 0,5 2500 28 Без покрытия 920
9 0,05 500 4 30 5304
10 0,5 500 4 30 4827
11 0,05 500 28 30 3835
12 0,5 500 28 30 2630
13 0,05 2,500 4 30 3375
14 0,5 2,500 4 30 2956
15 0,05 2,500 28 30 1967
16 0,5 2,500 28 30 947
Результаты указывают, что у перкарбоната натрия с 30 мас.% покрытия из силиката натрия интересный профиль разрушения гуара. На мелких глубинах и за более короткое время перкарбонат с покрытием из силиката натрия намного более медленно разрушается, чем перкарбонат натрия без покрытия, но в условиях больших глубин и за большее время он разрушает гуару так же, как перкарбонат натрия без покрытия. Более высокая скорость разрушения гуара следует из повышенной скорости разложения перкарбоната натрия при повышенных температурах. Это вызывает быстрое повышение давления внутри покрытия, в конечном счете, разрушение изнутри и высвобождение перкарбоната натрия в гуару до растворения покрытия. Однако температура гуара повышается медленно от температуры поверхности при нагнетании по скважине и затем нагревается у забоя ствола скважины.
Пример 4
В этом примере оценивают следующие разжижители в растворе полимера 4 фунта на 1000 галлонов (фунт/мгаллон) при 75°F: контроль без разжижителя; перкарбонат натрия без покрытия; перкарбонат натрия, покрытый 22 мас.% силиката натрия; и перкарбонат натрия, покрытый 28 мас.% силиката натрия.
Раствор полимера готовят добавлением 0,441 грамма (г) сополимера сверхвысокой молекулярной массы акриловой кислоты и акриламида, коммерчески поставляемого под торговой маркой Callaway A-4330, к 1000 г деионизированной воды. Раствор перемешивают в течение 30 минут при 600 об/мин. Раствор полимера (175 г) заливают в емкость для образца и помещают в вискозиметр Grace 3500, оборудованный ротором R1 и диском В1. Ротор подвергает жидкость сдвиговой деформации при 100 с-1 и немедленно добавляют разжижитель (0,012±0,004 г). Вязкость измеряют как функцию времени в течение 90 минут.
Результаты этих экспериментов представлены на фиг.4. Вязкость контрольного образца остается постоянной за время теста, как у жидкости, обработанной перкарбонатом натрия, покрытым 28 мас.% силиката натрия. У образца перкарбоната натрия с 22 мас.% покрытия отсутствует высвобождение в течение первых 20 минут, и затем полимер медленно разрушается, что подтверждается понижением вязкости. Однако перкарбонат натрия без покрытия реагирует быстро и немедленно разрушает раствор полимера. Таким образом, присутствие покрытия из силиката натрия эффективно задерживает высвобождение перкарбоната натрия. Кроме того, представляется, что более толстые покрытия коррелируют с более медленными высвобождением перкарбоната натрия в жидкость.
Пример 5
В этом примере оценивают следующие разжижители в растворе 40 фунтов на 1000 галлонов (фунт/мгаллон) геля линейного гуара при 120°F: контроль без разжижителя; перкарбонат натрия без покрытия; перкарбонат натрия, покрытый 22 мас.% силиката натрия; и перкарбонат натрия, покрытый 28 мас.% силиката натрия.
Гель линейного гуара готовят с использованием смесителя Waring, присоединенного к реостату, установленному на 55%. В смеситель добавляют деионизированную воду (800,0 г) и затем смеситель запускают на низкой скорости. Затем добавляют гуар (3,841 г), коммерчески поставляемый Benchmark Performance Group под торговой маркой HR71-5 ID, при работающем смесителе и раствор перемешивают на низкой скорости в течение 30 минут. Наконец, раствор оставляют на 30 минут без деформации сдвига.
Тесты выполняют с вискозиметром Grace 3500, оборудованным ротором R1 и диском. Для испытания, часть (175,0 г) раствора гуара заливают в емкость для образца, которую помещают в вискозиметр. Добавляют разжижитель (0,104±0,003 г) и затем ротор подвергает образец сдвиговой деформации при 511 с-1, при этом температура меняется до 120°F. Вязкость измеряют как функцию от времени в течение 90 минут.
Фиг.5 иллюстрирует результаты. Перкарбонат натрия без покрытия вызывает немедленное и быстрое снижение вязкости раствора гуара, тогда как два образца с покрытием снижают вязкость более медленно. Кроме того, образец с 28 мас.%, покрытия из силиката натрия разжижает раствор гуара медленнее, чем образец с 22 мас.% покрытия из силиката натрия. Покрытие, замедляющее высвобождение, значительно замедляет разжижиение геля линейного гуара по сравнению с разжижением, вызванным перкарбонатом натрия без покрытия. Кроме того, представляется, что более толстые покрытия коррелируют с более медленными высвобождением перкарбоната натрия в жидкость.
Пример 6
В этом примере оценивают следующие разжижители в растворе геля, сшитого бором линейного гуара 40 фунтов на 1000 галлонов (фунт/мгаллон) при 150°F: контроль без разжижителя; перкарбонат натрия без покрытия; перкарбонат натрия, покрытый 22 мас.% силиката натрия; и перкарбонат натрия, покрытый 28 мас.% силиката натрия.
Сшитый бором гель гуара готовят с использованием смесителя Waring, присоединенного к реостату, установленному на 55%. В смеситель добавляют деионизированную воду (800,0 г) и затем смеситель запускают на низкой скорости. Затем добавляют гуар (3,8425 г), коммерчески поставляемый Benchmark Performance Group под торговой маркой HR71-51D, при работающем смесителе и раствор перемешивают на низкой скорости в течение 30 минут. Затем добавляют буфер (0,5 мл), коммерчески поставляемый под торговой маркой S-166, и борный сшиватель (2,4 мл), коммерчески поставляемый Benchmark Performance Group под торговой маркой ВХ-1, и смеситель запускают на 1 минуту. Затем раствор оставляют на 30 минут без деформации сдвига.
Тесты выполняют с вискозиметром Grace 5600, оборудованным ротором R1 и диском В5. Для каждого испытания часть (31,7±1,6 г) раствора сшитого гуара заливают в емкость для образца, которую помещают в вискозиметр, и затем ротор подвергает образец сдвиговой деформации при 100 с-1, при этом температура меняется до 150°F. Вязкость измеряют как функцию от времени в течение 60 минут. Результаты показаны на фиг.6.
Установлено, что перкарбонат натрия без покрытия быстро снижает вязкость и вызывает полное разжижение после 48 минут. Перкарбонат натрия с 28 мас.% покрытия из силиката натрия вызывает небольшое снижение вязкости после 60 минут, тогда как образец с 22 мас.% покрытия из силиката натрия приводит к немного большему снижению вязкости сшитого геля за время испытания. Таким образом, показано, что инкапсулированный силикатом натрия перкарбонат натрия замедляет скорость снижения вязкости.
В этом описании приведены примеры для раскрытия изобретения, включая наилучший вариант, оно позволяет любому специалисту в данной области техники осуществить и использовать изобретение. Объем притязаний изобретения определен формулой и может включать другие примеры, которые может представить себе специалист в данной области техники. Такие другие примеры должны входить в объем притязаний формулы изобретения, если они имеют структурные элементы, которые не отличаются от буквальных формулировок формулы изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с незначительными отличиями от буквальных формулировок формулы изобретения.

Claims (23)

1. Жидкость для обработки скважин, включающая:
воду;
по меньшей мере, один гидратирующийся полимер; и
гранулы перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим высвобождение, в котором покрытие, замедляющее высвобождение, является неорганическим материалом.
2. Жидкость для обработки скважин по п.1, в которой неорганический материал является силикатом щелочного металла.
3. Жидкость для обработки скважин по п.2, дополнительно включающая сульфат натрия между перкарбонатом натрия и силикатом щелочного металла.
4. Жидкость для обработки скважин по п.2, в которой силикат щелочного металла содержится в количестве 15-37 мас.% по отношению к общему весу перкарбоната натрия и силиката щелочного металла.
5. Жидкость для обработки скважин по п.2, в которой силикат щелочного металла содержится в количестве 22-37 мас.% по отношению к общему весу перкарбоната натрия и силиката щелочного металла.
6. Жидкость для обработки скважин по п.1, в которой, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер включает полисахарид, полиакриламид, поливиниловый спирт и их смеси.
7. Жидкость для обработки скважин по п.1, дополнительно включающая сшиватель, причем сшиватель включает титанат, борат, соединение, содержащее цирконий, диальдегид и их смеси.
8. Жидкость для обработки скважин по п.1, рН которой составляет 5-12.
9. Жидкость для обработки скважин по п.1, в которой гранулы перкарбоната натрия с замедляющим высвобождение покрытием формируются таким образом, чтобы обеспечить скорость растворения до около 3 ч при нейтральном рН вблизи комнатной температуры.
10. Жидкость для обработки скважин по п.1, дополнительно включающая расклинивающий наполнитель.
11. Жидкость для обработки скважин по п.1, в которой, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер является гуаровой камедью и/или производным гуаровой камеди.
12. Жидкость для обработки скважин, включающая:
воду;
по меньшей мере, один гидратирующийся полимер; и
гранулы перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим высвобождение, в котором покрытие, замедляющее высвобождение, включает смесь стирол-акрилата и бутилакрилата.
13. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, включающий:
нагнетание под давлением водной гидравлической жидкости с первой вязкостью в скважину, в котором водная гидравлическая жидкость включает воду; по меньшей мере, один гидратирующийся полимер; и гранулы перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим высвобождение, из неорганического материала;
формирование разрывов в подземном пласте гидравлической жидкостью с первой вязкостью и растворение покрытия, замедляющего высвобождение, приводящее к воздействию воды на перкарбонат через некоторый период времени;
взаимодействие перкарбоната натрия, по меньшей мере, с одним гидратирующимся полимером для снижения первой вязкости до второй вязкости; и
извлечение, по меньшей мере, части гидравлической жидкости со второй вязкостью.
14. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13, в котором водная гидравлическая жидкость дополнительно включает сшиватель для регулировки первой вязкости жидкости.
15. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13, в котором неорганический материал является силикатом щелочного металла.
16. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13 дополнительно включающий добавление расклинивающего наполнителя к гидравлической жидкости до нагнетания под давлением и в количестве, эффективном для предотвращения закрытия разрывов.
17. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13, в котором, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер включает полисахарид, поливиниловый спирт, полиакриламид и их смеси.
18. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13, в котором, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер является гуаровой камедью и/или производным гуаровой камеди.
19. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13, в котором растворение покрытия, замедляющего высвобождение, приводящее к воздействию воды на перкарбонат через некоторый период времени, осуществляют таким образом, чтобы покрытие растворялось со скоростью растворения до примерно 3 ч при нейтральном рН вблизи комнатной температуры.
20. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.13, в котором сшиватель включает титанат, борат, соединение, содержащее цирконий, диальдегиды и их смеси.
21. Способ по п.15, в котором силикат щелочного металла содержится в количестве 15-37 мас.% по отношению к общему весу перкарбоната натрия и силиката щелочного металла.
22. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.15, в котором силикат щелочного металла содержится в количестве 22-37 мас.% по отношению к общему весу перкарбоната натрия и силиката щелочного металла.
23. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по п.15, дополнительно включающий сульфат натрия между перкарбонатом натрия и силикатом щелочного металла.
RU2010119509/03A 2007-10-15 2008-10-15 Композиции жидкостей для обработки скважин, включающие составы с замедленным высвобождением перкарбоната, и способы их применения RU2456325C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US97997507P 2007-10-15 2007-10-15
US60/979,975 2007-10-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010119509A RU2010119509A (ru) 2011-11-27
RU2456325C2 true RU2456325C2 (ru) 2012-07-20

Family

ID=40084350

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010119509/03A RU2456325C2 (ru) 2007-10-15 2008-10-15 Композиции жидкостей для обработки скважин, включающие составы с замедленным высвобождением перкарбоната, и способы их применения
RU2010117343/03A RU2471848C2 (ru) 2007-10-15 2008-10-15 Способ получения гранулы покрытого окисляющего вещества, полученная гранула и ее применение

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010117343/03A RU2471848C2 (ru) 2007-10-15 2008-10-15 Способ получения гранулы покрытого окисляющего вещества, полученная гранула и ее применение

Country Status (10)

Country Link
US (4) US8501670B2 (ru)
EP (2) EP2197978A2 (ru)
AR (1) AR068867A1 (ru)
BR (1) BRPI0818073A2 (ru)
CA (2) CA2699797C (ru)
CL (1) CL2008003040A1 (ru)
MX (1) MX2010003705A (ru)
PL (1) PL2203538T3 (ru)
RU (2) RU2456325C2 (ru)
WO (2) WO2009050191A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2699420C2 (ru) * 2017-11-21 2019-09-05 Андрей Васильевич Попов Капсулированный деструктор на основе персульфата аммония для жидкостей разгеливания нефтяных скважин после гидроразрыва пласта и способ его получения

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CL2008003040A1 (es) 2007-10-15 2009-10-30 Kemira Chemicals Inc Fluido de tratamiento de pozos que comprende agua, al menos un polimero hidratable y percarbonato de sodio granulado con un revestimiento de liberacion retardada, cuyo revestimiento es un silicato de metal alcalino o una mezcla de acrilato de estireno y acrilato de butilo; y proceso de fracturacion de una formacion subterranea.
BR112012014003B1 (pt) 2009-12-11 2019-10-22 Arkema Inc método e mistura para uso de um fluido de fratura, e mistura de fluido de fratura
US8371383B2 (en) * 2009-12-18 2013-02-12 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
US9194223B2 (en) * 2009-12-18 2015-11-24 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
ES2415831T3 (es) 2010-05-31 2013-07-29 Kemira Oyj Control de enzimas en la producción de pasta
US8393390B2 (en) 2010-07-23 2013-03-12 Baker Hughes Incorporated Polymer hydration method
US9567242B2 (en) * 2010-11-15 2017-02-14 United Laboratories International, Llc Process for decontamination of hazardous sulfur compounds in oilfield produced waters
US20140196904A1 (en) * 2013-01-15 2014-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of Controlled Release pH Adjustment for Oilwell Stimulation
CN103059821B (zh) * 2013-01-25 2014-09-10 大庆合正化工有限公司 钻井液稀释剂复合甲基硅酸盐的制备方法
AU2014237158B2 (en) 2013-03-15 2017-08-31 Basf Se A proppant
KR20150127229A (ko) * 2013-03-15 2015-11-16 바스프 에스이 프로판트
CN105143395B (zh) 2013-03-15 2019-06-04 巴斯夫欧洲公司 支撑剂
US9856414B2 (en) 2013-06-10 2018-01-02 Dober Chemical Corp. Compositions, systems and methods of making coated additive components
US9394476B2 (en) * 2014-02-24 2016-07-19 Baker Hughes Incorporated Well treatment methods and fluids
CN106746368A (zh) * 2017-02-20 2017-05-31 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种压裂返排液循环利用处理方法
US11274243B2 (en) 2018-06-08 2022-03-15 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
US11746282B2 (en) 2018-06-08 2023-09-05 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
CN110316809B (zh) * 2019-07-30 2021-08-13 中国环境科学研究院 可注入型缓释凝胶及其前驱组合物、制备方法和应用
CN111943447B (zh) * 2020-08-21 2022-03-11 诸暨市蓝欣环保科技有限公司 一种印染废水的处理工艺

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4107057A (en) * 1977-01-19 1978-08-15 Halliburton Company Method of preparing and using acidizing and fracturing compositions, and fluid loss additives for use therein
US5164099A (en) * 1990-12-06 1992-11-17 The Western Company Of North America Encapsulations for treating subterranean formations and methods for the use thereof
US5624886A (en) * 1992-07-29 1997-04-29 Bj Services Company Controlled degradation of polysaccharides
RU2173772C2 (ru) * 1999-04-21 2001-09-20 Магадова Любовь Абдулаевна Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта
RU2249097C2 (ru) * 1999-03-19 2005-03-27 Клинсорб Лимитед Способ обработки подземных продуктивных пластов

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3951838A (en) 1973-10-10 1976-04-20 E. I. Du Pont De Nemours And Company Silica sol stabilizers for improving the stability of sodium percarbonate in solid bleaches and detergents
LU72575A1 (ru) * 1975-05-23 1977-02-10
US4552674A (en) 1983-08-19 1985-11-12 Fmc Corporation Composition and method for treating a subterranean formation
US5054552A (en) 1990-08-31 1991-10-08 The Western Company Of North America Breaker system for aqueous fluids containing xanthan gums
EP0623553B1 (en) 1993-05-06 1997-07-30 Mitsubishi Gas Chemical Company, Inc. Stabilized particle of sodium percarbonate
DE69328679T2 (de) * 1993-07-16 2001-01-11 Procter & Gamble Waschmittelzusammensetzungen für Geschirrspülmaschinen
US5373901A (en) * 1993-07-27 1994-12-20 Halliburton Company Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations
CZ285638B6 (cs) 1994-10-07 1999-10-13 Eka Chemicals Ab Částice obsahující peroxysloučeninu a prostředek, který je obsahuje
DE19603849C1 (de) 1996-02-05 1997-08-21 Glatt Ingtech Gmbh Verfahren zur Herstellung von Natriumpercarbonat in Granulatform
DK0891417T3 (da) * 1996-03-27 2002-07-01 Solvay Interox Sa Sammensætninger, der indeholder natriumpercarbonat
JPH11158016A (ja) 1997-11-25 1999-06-15 Mitsubishi Gas Chem Co Inc 過炭酸ソーダ含有組成物
EP0962424A1 (en) * 1998-06-05 1999-12-08 SOLVAY (Société Anonyme) Coated sodium percarbonate particles, process for their preparation, their use in detergent compositions and detergent compositions containing them
EP0992575A1 (en) 1998-10-09 2000-04-12 Akzo Nobel N.V. Bleaching agent
WO2001000768A1 (en) * 1999-06-23 2001-01-04 Unilever N.V. Bleaching detergent compositions
US20040147423A1 (en) * 1999-06-28 2004-07-29 The Procter & Gamble Company Dual-compartment laundry composition containing peroxyacids
EP1235892A1 (en) * 1999-12-08 2002-09-04 The Procter & Gamble Company Compositions including ether-capped poly(oxyalkylated) alcohol surfactants
KR100366556B1 (ko) 2000-04-26 2003-01-09 동양화학공업주식회사 세제용 입상 코티드 과탄산나트륨과 이의 제조방법
WO2002055843A1 (en) * 2001-01-09 2002-07-18 Bj Services Company Well treatment fluid compositions and methods for their use
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
BR0206452A (pt) * 2001-05-17 2004-01-13 Unilever Nv Composição e método de tratamento de tecido, e, uso de uma composição
DE10140838A1 (de) * 2001-08-21 2003-03-06 Degussa Verfahren zur Herstellung von Natriumpercarbonat
AU2003225925A1 (en) * 2002-03-26 2003-10-13 U.S. Environmental Protection Agency Process for the biodegradation of hydrocarbons and ethers in subsurface soil by introduction of a solid oxygen source by hydraulic fracturing
WO2004056954A1 (en) 2002-12-20 2004-07-08 Degussa Ag Coated peroxygen compounds with controlled release, a process for their preparation and their use
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
US7244698B2 (en) * 2004-07-30 2007-07-17 Nalco Company Viscoelastic surfactant composition having improved rheological properties and method of using for treating subterranean formations
US7268100B2 (en) * 2004-11-29 2007-09-11 Clearwater International, Llc Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same
GB0508622D0 (en) * 2005-04-28 2005-06-08 Probe Ind Ltd Method for treating effluent
US20060264334A1 (en) * 2005-05-18 2006-11-23 Bj Services Company Non-damaging fracturing fluids and methods for their use
US20070181510A1 (en) * 2006-02-03 2007-08-09 Harvey Michael S Algaecidal compositions for water treatment and method of use thereof
CL2008003040A1 (es) * 2007-10-15 2009-10-30 Kemira Chemicals Inc Fluido de tratamiento de pozos que comprende agua, al menos un polimero hidratable y percarbonato de sodio granulado con un revestimiento de liberacion retardada, cuyo revestimiento es un silicato de metal alcalino o una mezcla de acrilato de estireno y acrilato de butilo; y proceso de fracturacion de una formacion subterranea.

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4107057A (en) * 1977-01-19 1978-08-15 Halliburton Company Method of preparing and using acidizing and fracturing compositions, and fluid loss additives for use therein
US5164099A (en) * 1990-12-06 1992-11-17 The Western Company Of North America Encapsulations for treating subterranean formations and methods for the use thereof
US5624886A (en) * 1992-07-29 1997-04-29 Bj Services Company Controlled degradation of polysaccharides
RU2249097C2 (ru) * 1999-03-19 2005-03-27 Клинсорб Лимитед Способ обработки подземных продуктивных пластов
RU2173772C2 (ru) * 1999-04-21 2001-09-20 Магадова Любовь Абдулаевна Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2699420C2 (ru) * 2017-11-21 2019-09-05 Андрей Васильевич Попов Капсулированный деструктор на основе персульфата аммония для жидкостей разгеливания нефтяных скважин после гидроразрыва пласта и способ его получения

Also Published As

Publication number Publication date
PL2203538T3 (pl) 2013-02-28
RU2010117343A (ru) 2011-11-27
US9150779B2 (en) 2015-10-06
EP2203538B1 (en) 2012-08-01
WO2009050191A3 (en) 2009-06-25
US8338341B2 (en) 2012-12-25
US20100248998A1 (en) 2010-09-30
RU2010119509A (ru) 2011-11-27
CA2702931A1 (en) 2009-04-23
MX2010003705A (es) 2010-04-21
BRPI0818073A2 (pt) 2015-03-31
CA2699797C (en) 2017-08-22
US20090095472A1 (en) 2009-04-16
CA2699797A1 (en) 2009-04-23
WO2009052142A1 (en) 2009-04-23
CA2702931C (en) 2016-05-10
WO2009050191A2 (en) 2009-04-23
US20110278008A1 (en) 2011-11-17
AR068867A1 (es) 2009-12-09
EP2197978A2 (en) 2010-06-23
US8501670B2 (en) 2013-08-06
CL2008003040A1 (es) 2009-10-30
EP2203538A1 (en) 2010-07-07
RU2471848C2 (ru) 2013-01-10
US20130165352A1 (en) 2013-06-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2456325C2 (ru) Композиции жидкостей для обработки скважин, включающие составы с замедленным высвобождением перкарбоната, и способы их применения
US9062242B2 (en) Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid
US9006153B2 (en) Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7735558B2 (en) Crosslinked acids comprising derivatized xanthan and subterranean acidizing applications
US7754658B2 (en) Crosslinked acids comprising derivatized xanthan and subterranean acidizing applications
US8575073B2 (en) Slickwater treatment fluid and method
Al-Muntasheri et al. Concepts in cleanup of fracturing fluids used in conventional reservoirs: A literature review
BR112016001265B1 (pt) Rompedor interno encapsulado, fluido de furo de poço e processo para remoção da torta de filtro de um furo de poço em uma formação subterrânea
MX2012010530A (es) Metodo de tratamiento de un pozo de perforacion que tiene un sistema de aislamiento anular.
US20110214859A1 (en) Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods
US8307901B2 (en) Methods of fracturing subterranean formations using sulfonated synthetic gelling agent polymers
US10093847B2 (en) Dual breaker system for reducing formation damage during fracturing
US20140349897A1 (en) Treatment Fluids with Non-Oxidizer Class Inorganic Peroxide Polymer Breakers and Methods of Use Thereof
CA2677577C (en) Crosslinked acids comprising derivatized xanthan and subterranean acidizing applications

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181016