RU2471847C2 - Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва - Google Patents
Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва Download PDFInfo
- Publication number
- RU2471847C2 RU2471847C2 RU2011114109/03A RU2011114109A RU2471847C2 RU 2471847 C2 RU2471847 C2 RU 2471847C2 RU 2011114109/03 A RU2011114109/03 A RU 2011114109/03A RU 2011114109 A RU2011114109 A RU 2011114109A RU 2471847 C2 RU2471847 C2 RU 2471847C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- thousand
- ester
- component
- gaul
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 156
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 100
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000006378 damage Effects 0.000 title description 13
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 81
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 45
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 43
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- AIXAANGOTKPUOY-UHFFFAOYSA-N carbachol Chemical group [Cl-].C[N+](C)(C)CCOC(N)=O AIXAANGOTKPUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 42
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims description 40
- -1 alkali metal chlorite Chemical class 0.000 claims description 30
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 26
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 17
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 16
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 13
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 8
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N rubidium atom Chemical compound [Rb] IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 3
- UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M sodium chlorite Chemical compound [Na+].[O-]Cl=O UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229960002218 sodium chlorite Drugs 0.000 claims description 3
- BZSXEZOLBIJVQK-UHFFFAOYSA-N 2-methylsulfonylbenzoic acid Chemical compound CS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O BZSXEZOLBIJVQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RYXDGKJZTVSTPK-UHFFFAOYSA-M [Cs+].[O-]Cl=O Chemical compound [Cs+].[O-]Cl=O RYXDGKJZTVSTPK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M chlorate Inorganic materials [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- VKJKEPKFPUWCAS-UHFFFAOYSA-M potassium chlorate Chemical compound [K+].[O-]Cl(=O)=O VKJKEPKFPUWCAS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims 1
- KAGBQTDQNWOCND-UHFFFAOYSA-M lithium;chlorite Chemical compound [Li+].[O-]Cl=O KAGBQTDQNWOCND-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- VISKNDGJUCDNMS-UHFFFAOYSA-M potassium;chlorite Chemical compound [K+].[O-]Cl=O VISKNDGJUCDNMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- LAFNMLKUUNXYNZ-UHFFFAOYSA-M rubidium(1+) chlorite Chemical compound [Rb+].[O-]Cl=O LAFNMLKUUNXYNZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 29
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 24
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 17
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N Propionic acid Chemical compound CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 10
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 10
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001990 dicarboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 8
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 7
- 239000002585 base Substances 0.000 description 7
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 7
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 7
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 5
- UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N Dimethyl adipate Chemical compound COC(=O)CCCCC(=O)OC UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MUXOBHXGJLMRAB-UHFFFAOYSA-N Dimethyl succinate Chemical compound COC(=O)CCC(=O)OC MUXOBHXGJLMRAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 4
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 4
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- 229910021539 ulexite Inorganic materials 0.000 description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 3
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- XTDYIOOONNVFMA-UHFFFAOYSA-N dimethyl pentanedioate Chemical compound COC(=O)CCCC(=O)OC XTDYIOOONNVFMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 2
- MWIQWRCANQOMBX-UHFFFAOYSA-N 2,2-diethylpentanedioic acid Chemical compound CCC(CC)(C(O)=O)CCC(O)=O MWIQWRCANQOMBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LTMRRSWNXVJMBA-UHFFFAOYSA-N 2,2-diethylpropanedioic acid Chemical compound CCC(CC)(C(O)=O)C(O)=O LTMRRSWNXVJMBA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KJXMXCRSMLOXBM-UHFFFAOYSA-N 2,3-diethylbutanedioic acid Chemical compound CCC(C(O)=O)C(CC)C(O)=O KJXMXCRSMLOXBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 2
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N Succinic acid Natural products OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 230000035622 drinking Effects 0.000 description 2
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 2
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N (2s,3s,4s,5s,6r)-2-[(2r,3s,4r,5r,6s)-6-[(2r,3s,4r,5s,6s)-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-[(2r,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-3-yl]oxy-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@@H](O[C@@H]2[C@H](O[C@@H](OC3[C@H](O[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H]3O)CO)[C@@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N 0.000 description 1
- WZZOUUXJVMQXMR-UHFFFAOYSA-N 2,2-diethyldecanedioic acid Chemical compound CCC(CC)(C(O)=O)CCCCCCCC(O)=O WZZOUUXJVMQXMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NVEBCYZIHQCMHT-UHFFFAOYSA-N 2,2-diethylhexanedioic acid Chemical compound CCC(CC)(C(O)=O)CCCC(O)=O NVEBCYZIHQCMHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CYVFKWDXXMXOST-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-2-methyldecanedioic acid Chemical compound CCC(C)(C(O)=O)CCCCCCCC(O)=O CYVFKWDXXMXOST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCSYTRFZYSWYOC-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-2-methylnonanedioic acid Chemical compound CCC(C)(C(O)=O)CCCCCCC(O)=O JCSYTRFZYSWYOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGAFKQWRXQJXJD-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-2-methylpropanedioic acid Chemical compound CCC(C)(C(O)=O)C(O)=O OGAFKQWRXQJXJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XAWFHZMTJUGGEE-UHFFFAOYSA-N 3-ethyl-3-methylpentanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C)(CC)CC(O)=O XAWFHZMTJUGGEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OOGUDNDTECLUGA-UHFFFAOYSA-N 5,5-diethylnonanedioic acid Chemical compound OC(=O)CCCC(CC)(CC)CCCC(O)=O OOGUDNDTECLUGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002581 Glucomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- 244000019194 Sorbus aucuparia Species 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical class [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229940063013 borate ion Drugs 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 229910001902 chlorine oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- MAYPHUUCLRDEAZ-UHFFFAOYSA-N chlorine peroxide Chemical compound ClOOCl MAYPHUUCLRDEAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 229910021540 colemanite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N cyclohexanol Chemical compound OC1CCCCC1 HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000010931 ester hydrolysis Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229940046240 glucomannan Drugs 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 229920003063 hydroxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229940031574 hydroxymethyl cellulose Drugs 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical class [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 235000006414 serbal de cazadores Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-N sulfurothioic S-acid Chemical compound OS(O)(=O)=S DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical group [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Chemical class 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Chemical class 0.000 description 1
- GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N zirconium(4+) ion Chemical compound [Zr+4] GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент. Разрушающая композиция текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, содержащая окислительный компонент, включающий водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки и сложноэфирный компонент, включающий, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, имеющей от 2 до 20 атомов углерода, где сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, один или более атомов углерода может быть замещен атомами кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20:1. Композиция текучей среды разрыва, содержащая текучую среду разрыва боратного структурирования, включает структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество указанной выше разрушающей композиции. Способ воздействия на пласт содержит закачивание в пласт в условиях разрыва указанной выше текучей среды разрыва. Разрушающая композиция снижает вязкость текучей среды разрыва регулируемым образом, снижая вязкость текучей среды в течение заданного промежутка времени. Технический результат - уменьшение образования остатков и снижение их восстановления при снижении температуры и рН. Изобретение развито в зависимых пунктах формы. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.
Description
Предпосылки создания изобретения
Область техники, к которой относится изобретение
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающей композиции для регулированного разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования и к способу ее получения и использования.
В частности, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающей композиции для регулированного разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, к способу получения и использованию ее, при этом композиция включает в себя окислительный компонент и сложноэфирный компонент.
Уровень техники
Одной из ключевых проблем использования воды с добавками, снижающими трение, линейных гелей и структурированных текучих сред для воздействия на пласт и гидравлического разрыва является создание композиции и/или способа, которые бы позволили контролируемым образом разрушить данные загущенные полимерами системы в условиях скважины. Идеальными разрушающими агентами являются те, которые находятся в жидком состоянии и могут доставляться в регулированных или регулируемых условиях, достаточных для снижения вязкости скважинной текучей среды до желательно низкой величины в ходе воздействия на пласт, т.е., в течение промежутка времени, не менее и не более, чем время, необходимое для завершения воздействия на пласт.
Существует много эффективных окислительных разрушающих агентов, кислотных разрушающих агентов, терпеновых разрушающих агентов и ферментативных разрушающих агентов или их комбинаций в форме чистого материала, раствора, суспензии, или в инкапсулированной форме, которые в течение большей части времени вызывают разрушение текучей среды за более короткий или длинный промежуток времени, чем необходимый для завершения воздействия на пласт. Данные разрушающие агенты эффективны только в узких интервалах температур, которые необязательно идентичны или одинаковы с условиями в скважине. Данные системы внедрены и широко применяются обслуживающими компаниями, включая в числе прочих Hilliburton, Shlumberger, B1 Services, Weatherford, MI, Baroid, Baker Hughes.
В патенте США № 5413178 предложена композиция и способ разрушения загущенных полимерами текучей среды с использованием хлорита щелочного металла или гипохлорита, который выделяет оксид хлора регулированным образом с разрушением полимерной структуры и, как следствие, снижением вязкости загущенных полимерами текучих сред.
Исторически, разрушение текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования было основано на окислительных агентах, вызывающих разрушение, внедренных Halliburton, Schlumberger и BI Services, либо на внедренных позднее ферментативных и сложноэфирных вызывающих разрушение агентах, внедренных BI Services.
Патент США № 5067566 раскрывает использование сложных эфиров, которые медленно гидролизуются с образованием кислот, поэтому в сочетании с ферментами способствуют ферментативному разрушению галактомана при рН ниже 9,0. Патент США № 5413178 раскрывает использование систем на основе хлорита и гипохлорита в качестве окислительных разрушающих агентов для стабилизированных загущенных текучих сред.
Хотя существуют многочисленные разрушающие композиции для использования в текучих средах гидравлического разрыва боратного структурирования, но сохраняется потребность в данной области в новых разрушающих системах, особенно в разрушающих системах для боратных текучих сред гидравлического разрыва, образующих меньше остатков и снижающих их восстановление при снижении температуры или рН.
Краткое изложение сущности изобретения
Варианты осуществления изобретения относится к разрушающей системе, включающей в себя гидролизуемый под действием тепла сложноэфирный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте, и разрушающая система адаптирована для разрушения текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования регулированным образом с образованием меньшего количества остатков и снижением их восстановления при снижении температуры и/или величины рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, содержащих число атомов углерода между 2 и 20.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающей системе, включающей в себя сложноэфирный компонент, содержащий смесь гидролизуемых под действием тепла сложных эфиров и окислительный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте, и разрушающая система адаптирована для разрушения текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования регулированным образом с образованием меньшего количества остатков и снижением их восстановления при снижении температуры и/или величины рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает в себя смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, включающего добавление эффективного количества разрушающий системы, включающей в себя гидролизуемый под действием тепла сложноэфирный компонент и окислительный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте регулированным образом, и к текучей среде гидравлического разрыва боратного структурирования. Разрушающая система образует меньшее количество остатков, и уменьшается ее восстановление при снижении температуры и/или величины рН. Эффективное количество представляет количество, достаточное для достижения желательной скорости разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, содержащих от 2 до 20 атомов углерода.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу гидравлического разрыва пласта, включающему нагнетание в пласт, на который оказывается воздействие, текучей среды гидравлического разрыва, включающего эффективное количество разрушающей системы, содержащей гидролизуемый под действием тепла сложноэфирный компонент и окислительный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте боратной системы регулированным образом. Разрушающая система образует меньшее количество остатков, и уменьшается ее восстановление при снижении температуры и/или величины рН. Эффективное количество представляет количество, достаточное для достижения желательной скорости разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, содержащих от 2 до 20 атомов углерода.
Краткое описание чертежей
Изобретение может быть лучше понято при рассмотрении следующего подробного описания изобретения вместе с прилагаемыми пояснительными чертежами, на которых одинаковые элементы пронумерованы одинаково.
На фигуре 1 представлен график зависимости изменения реологических свойств разрушающей системы настоящего изобретения во времени при температуре выдержки 180°F.
На фигуре 2 представлен график зависимости изменения реологических свойств разрушающей системы настоящего изобретения во времени при температуре выдержки 200°F.
На фигуре 3 представлен график зависимости изменения реологических свойств разрушающей системы настоящего изобретения во времени при температуре выдержки 220°F.
Определения, использованные в описании изобретения
Термин «гидравлический разрыв» относится к процессу и способам разлома геологического пласта, т.е., пласта из горных пород вокруг ствола скважины, путем нагнетания текучей среды при очень высоком давлении, чтобы увеличить производительность добычи из нефтеносного слоя. Способы гидравлического разрыва настоящего изобретения предусматривают использование традиционных методов, известных в данной области.
Термин «расклинивающий наполнитель» относится к гранулированному материалу, суспендированному в текучей среде гидравлического разрыва в процессе операции гидравлического разрыва, который служит для предотвращения смыкания трещин в пласте после снятия давления. Расклинивающие наполнители, предусмотренные настоящим изобретением, включают, но не ограничиваются ими, традиционные расклинивающие наполнители, известные специалистам в данной области, такие как песок, песок калибром 20-40 меш, песок с полимерным покрытием, прокаленный боксит, стеклянные шарики и аналогичные материалы.
Термин «поверхностно-активное вещество» относится к растворимому или частично растворимому соединению, которое снижает поверхностное натяжение жидкостей или снижает межповерхностное натяжение между двумя жидкостями, или жидкостями или твердыми веществами, собирающимися и ориентирующимися на данных поверхностях.
Подробное описание изобретения
Авторы настоящего изобретения установили, что разрушающие композиции или системы для текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования могут быть получены при использовании комбинации сложноэфирного компонента и окислительного компонента, при этом сложноэфирный компонент включает один или несколько медленно гидролизуемых сложных эфиров. Авторы настоящего изобретения установили, что разрушающая композиция или система способствует выделению кислорода, ускоряющего механизм радикального разрушения текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования, и снижению или минимизации восстановления гелевой системы при падении рН ниже 9,0 или при снижении температуры.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающим композициям текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования или гелевой системы, при этом композиция включает сложноэфирный компонент и окислительный компонент, адаптированный для снижения вязкости боратной текучей среды до желательной низкой величины в условиях скважины в течение промежутка времени, совпадающего с временем воздействия на пласт, при этом композиция разрушает текучую среду гидравлического разрыва регулированным образом, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих число атомов углерода между 2 и 20.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающим композициям для текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования или гелевой системы, при этом композиция включает сложноэфирный компонент и окислительный компонент, адаптированный для снижения вязкости боратной текучей среды до желательной низкой величины в условиях скважины в течение промежутка времени, совпадающего с временем воздействия на пласт, обычно между приблизительно 30 мин и 195 мин, при этом композиция разрушает текучую среду гидравлического разрыва регулированным образом, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих число атомов углерода между 2 и 20.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, включающему добавление эффективного количества разрушающей композиции, включающей сложноэфирный компонент и окислительный компонент, в текучую среду гидравлического разрыва боратного структурирования, при этом разрушающая композиция разрушает текучую среду регулированным образом, снижая вязкость текучей среды в течение данного промежутка времени, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу воздействия на пласт, включающему стадию нагнетания в пласт в условиях гидравлического разрыва текучей среды гидравлического разрыва, включающего эффективное количество разрушающей композиции, включающей сложноэфирный компонент и окислительный компонент, в текучую среду гидравлического разрыва боратного структурирования, при этом разрушающая композиция разрушает текучую среду регулированным образом, снижая вязкость текучей среды в течение данного промежутка времени, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих число атомов углерода между 2 и 20.
Разрушающие композиции настоящего изобретения включают от 1 галл./тыс.галл. до приблизительно 20 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,1 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 2 галл./тыс.галл. до приблизительно 18 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 4 галл./тыс.галл. до приблизительно 18 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 6 галл./тыс.галл. до приблизительно 18 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 8 галл./тыс.галл. до приблизительно 16 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 4 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 10 галл./тыс.галл. до приблизительно 14 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 3 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 10 галл./тыс.галл. до приблизительно 14 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 2 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента.
Разрушающие композиции настоящего изобретения включают окислительный компонент и сложноэфирный компонент, присутствующие в отношении по галл./тыс.галл. приблизительно 4:1 до приблизительно 20:1. Для использования при температуре приблизительно 180°F отношение составляет от приблизительно 5:1 до приблизительно 8:1. Для использования при температуре приблизительно 200°F отношение составляет от приблизительно 8:1 до приблизительно 11:1. Для использовании при температуре приблизительно 220°F отношение составляет от приблизительно 11:1 до приблизительно 13:1. Данные отношения подобраны так, чтобы профиль разрушения разрушающих систем являлся по существу одинаковым при данных температурах. По мере роста температуры относительное количество сложноэфирных компонентов снижается, чтобы сохранить аналогичный профиль разрушения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения количество сложноэфирного компонента, добавленного к окислительному компоненту, является достаточным для достижения профиля разрушения, включая время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва, по существу такого же, независимо от температуры, где по существу означает, что время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва находится в пределах приблизительно 20% для каждой температуры. В других вариантах осуществления изобретения время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва находится в пределах приблизительно 15% для каждой температуры. В других вариантах осуществления изобретения время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва находится в пределах приблизительно 10% для каждой температуры.
Подходящие реагенты
Подходящие окислительные компоненты для использования в изобретении включают, без ограничения, водные растворы хлорита щелочного металла. Окислительные компоненты обычно содержатся в воде в количестве от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 20 мас.%. В некоторых вариантах осуществления изобретения окислительный компонент содержится в количестве от приблизительно 5 мас.% до приблизительно 15 мас.%. Примеры хлоритов щелочных металлов включают хлориты лития, натрия, калия, рубидия и/или цезия. В некоторых вариантах осуществления изобретения окислительный компонент включает водный раствор хлорита натрия. Окислительные компоненты также могут включать добавку, выбранную из группы, состоящей из добавки, выбранной из группы, состоящей из хлората щелочного металла, хлорида щелочного металла и их смесей или комбинаций, где щелочной металл включает литий, натрий, калий, рубидий и/или цезий. В некоторых вариантах осуществления изобретения добавка выбрана из группы, состоящей из хлората натрия, хлората калия, хлорида натрия, хлорида калия и их смесей или комбинаций. Добавки обычно содержатся в количестве от приблизительно 0,5 мас.% до 10 мас.%.
Подходящие сложные эфиры для использования в сложноэфирном компоненте настоящего изобретения включают, без ограничений, сложный эфир карбоновой кислоты или смеси сложных эфиров карбоновых кислот, где карбоновые кислоты могут иметь число атомов углерода между 2 и 20, а сложноэфирными группами являются карбильные группы, имеющие число атомов углерода между 1 и 10, при этом один или несколько атомов углерода могут быть замещены атомом кислорода. В некоторых вариантах осуществления изобретения карбоновые кислоты включают линейные или разветвленные дикарбоновые кислоты. В некоторых вариантах осуществления изобретения дикарбоновые кислоты являются линейными дикарбоновыми кислотами, имеющими число атомов углерода между 3 и 20. В других вариантах осуществления изобретения дикарбоновые кислоты являются линейными дикарбоновыми кислотами, имеющими число атомов углерода между 4 и 10. Сложными эфирами являются сложные карбиловые эфиры, имеющие число атомов углерода между 1 и 10. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложные эфиры имеют число атомов углерода между 1 и 5. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает сложный дикарбиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь дикарбиловых сложных эфиров дикарбоновых кислот. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает сложный диалкиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь диалкиловых сложных эфиров дикарбоновых кислот, где дикарбоновые кислоты включают от 3 до 8 атомов углерода, а алкильные группы включают от 1 до 5 атомов углерода. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь диалкиловых сложных эфиров дикарбоновых кислот, где дикарбоновые кислоты включают от 4 до 6 атомов углерода, а алкильные группы включают от 1 до 2 атомов углерода. Примеры диалкилдикарбоновых кислот включают, без ограничения, диметилмалоновую (С3 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилмалоновую кислоту, этилметилмалоновую кислоту, диэтилмалоновую кислоту, диметилянтарную (С4 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилянтарную кислоту, этилметилянтарную кислоту, диэтилянтарную кислоту, диметилглутаровую (С5 линейную карбоновую кислоту), диэтилглутаровую кислоту, этилметилглутаровую кислоту, диэтилглутаровую кислоту, диметиладипиновую (С6 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтиладипиновую кислоту, этилметиладипиновую кислоту, диэтиладипиновую кислоту, диметилпимелиновую (С7 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилпимелиновую кислоту, этилметилпимелдиновую кислоту, диэтилпимелиновую кислоту, диметилсубериновую (С8 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилсубериновую кислоту, этилметилсубериновую кислоту, диэтилсубериновую кислоту, диметилазлаиновую (С9 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилазелаиновую кислоту, этилметилазелаиновую кислоту, диэтилазелаиновую кислоту, диметилсебациновую (С10 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилсебациновую кислоту, этилметилсебациновую кислоту, диэтилсебациновую кислоту и их смеси. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь С4-С6 сложных эфиров линейной дикарбоновой кислоты. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает от приблизительно 17 мас.% до 27 мас.% диметилсукцината, от приблизительно 57 мас.% до приблизительно 73 мас.% диметилглутарата и от приблизительно 10 мас.% до 20 мас.% диметиладипата.
Подходящие гидратируемые водорастворимые полимеры для использования в текучих средах гидравлического разрыва по изобретению включают, без ограничения, полисахариды, полиакриламиды и полиакриламидные сополимеры. Подходящие полисахариды включают галактоманновую камедь и производные целлюлозы. В некоторых вариантах осуществления изобретения полисахариды включают гуаровую камедь, смолу стручков рожкового дерева, карбоксиметилгуар, гидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар, карбоксиметилдиоксипропилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар, гидроксимектилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу и гидроксиэтилцеллюлозу.
Гидратируемым полимером, используемым в настоящем изобретении, может быть любой из гидратируемых полисахаридов, содержащих компоненты галактозы или маннозы и известных специалистам сервисных отраслей промышленности. Данные полисахариды способны к гелеобразованию в присутствии структурирующего агента с образованием текучей среды на основе геля. Например, подходящими гидратируемыми полисахаридами являются галактоманновые камеди, гуары и дериватизированные гуары. Конкретными примерами являются гуаровая камедь и производные гуаровой камеди. Подходящими гелеобразующими агентами являются гуаровая камедь, гидроксипропилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидратируемыми полимерами для настоящего изобретения являются гуаровая камедь и карбоксиметилгидроксипропилгуар и гидроксипропилгуар. Другие примеры составов текучей среды гидравлического разрыва раскрыты в патентах США № 5201370 и 6138760, которые введены в настоящий документ в порядке ссылки.
Гидратируемый полимер добавляется в водную текучую среду в концентрациях, лежащих в интервале от приблизительно 0,12% до 0,96% по массе водной текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения интервал для настоящего изобретения составляет от приблизительно 0,3% до приблизительно 0,48% по массе.
Помимо гидратируемого полимера текучей среды гидравлического разрыва по изобретению включают боратную сшивающую систему. В случае боратных структурирующих агентов сшивающим агентом является любой материал, который выделяет в раствор борат-ионы. Таким образом, структурирующим агентом может быть любой удобный источник борат-ионов, например бораты щелочных и щелочноземельных металлов и борная кислота. В некоторых вариантах осуществления изобретения структурирующей добавкой является декакристаллогидрат бората натрия. В некоторых вариантах осуществления изобретения данная структурирующая добавка составляет величину в интервале от приблизительно 0,024% до величины, превышающей 0,18% по массе водной текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения концентрация структурирующего агента лежит в интервале от приблизительно 0,024% до приблизительно 0,09% по массе водной текучей среды.
Расклинивающие агенты обычно добавляют в базовую текучую среду до добавления структурирующего агента. Расклинивающие агенты включают, например, кварц и гравий, стеклянные и керамические шарики, скорлупу грецкого ореха, алюминиевые гранулы, найлоновые гранулы и т.п. Расклинивающие агенты обычно используют в концентрациях между приблизительно 1 и 18 фунтов на галлон композиции текучей среды гидравлического разрыва, но если необходимо, могут быть использованы более высокие или низкие концентрации. Базовая текучая среда также может содержать другие традиционные добавки, известные в промышленности по обслуживанию скважин, такие как поверхностно-активные вещества и т.п.
В типичных операциях гидравлического разрыва текучую среду гидравлического разрыва нагнетают со скоростью, достаточной для инициирования и расширения у трещины в пласте и размещения в трещине расклинивающих агентов. Типичная обработка по гидравлическому разрыву проводится при гидратировании от 0,24% до 0,72% (масса/объем [м/о]) полимера на основе галактоманна, такого как гуар, в 2% (м/о) растворе КОН. Помимо инкапсулированных микробов, снижающих вязкость, текучая среда гидравлического разрыва может включать добавки, такие как структурирующий агент, расклинивающий наполнитель и другие добавки.
Текучие среды гидравлического разрыва
В целом, обработка гидравлического разрыва включает нагнетание не содержащего расклинивающего наполнителя вязкой текучей среды или набивки, обычно воды с некоторыми жидкими присадками, с возникновением высокой вязкости в скважину быстрее, чем текучая среда может проникнуть в пласт, так что давление растет, и порода пласта растрескивается, создавая искусственный разлом и/или расширяя существующую трещину. После разрыва пласта вводят расклинивающий агент, обычно твердый материал, такой как песок, в текучую среду с получением суспензии, которая закачивается во вновь возникшие трещины в пласте для предупреждения их от смыкания при снятии давления. Транспортирующая способность расклинивающего наполнителя базовой текучей среды зависит от типа загущающих присадок, добавленных к водному основанию.
Текучие среды гидравлического разрыва на водной основе с водорастворимыми полимерами, добавленными с целью получения загущенного раствора, широко используются в области дробления пластов. С конца 1950-х более половины обработок по дроблению пластов проводится с использованием текучих сред, включающих гуаровые камеди, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или производные гуара, такие как гидропропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгуар (КМГ), карбоксиметилгидропропилгуар (КМГПГ). Структурирующие агенты на основе соединений бора или борона и одного или нескольких комплексов титана, циркония или алюминия обычно используются для увеличения эффективной молекулярной массы полимера и создания повышенной пригодности их использования в высокотемпературных скважинах.
В меньшей степени используются также производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) или гидроксипропилцеллюлоза (ГПГ) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГПЦ), с или без структурирующих агентов. Показано, что ксантан и склероглюкан, два биополимера, обладают отличной расклинивающей - суспендирующей способностью, хотя они более дорогие, чем производные гуара, и поэтому используются не так часто. Полиакриламидные и полиакрилатные полимеры и сополимеры обычно используются для высокотемпературных областей применения или в качестве агентов, понижающих трение, при низких концентрациях для всех температурных интервалов.
Не содержащие полимеров водные текучие среды для разлома пластов могут быть получены при использовании вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Данные текучие среды обычно получают смешением в соответствующих количествах подходящих поверхностно-активных веществ, таких как анионные, катионные, неионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества. Вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ обусловлена пространственной структурой, образованной компонентами в текучих средах. Когда концентрация поверхностно-активных веществ в вязкоупругой текучей среде значительно превышает критическую концентрацию, и в большинстве случаев, в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества агрегируют с образованием таких структур, как мицеллы, которые могут взаимодействовать с образованием сетки, проявляющей вязкие и упругие свойства.
Расклинивающим наполнителем может быть песок, керамические расклинивающие наполнители промежуточной прочности (доступные от Carbo Ceramics, Norton Proppants и т.д.), прокаленные бокситы и другие материалы, известные в промышленности. Любой из данных основных расклинивающих агентов может быть дополнительно покрыт смолой (доступной от Santrol, Division of Fairmount Industries, Borden Chemical, и т.д.) для возможного улучшения способности образовывать кластеры расклинивающего наполнителя. Кроме того, расклинивающий наполнитель может быть покрыт смолой, или одновременно может быть закачан, например, регулирующий агент текучести расклинивающего наполнителя, такой как волокно. Выбором расклинивающих наполнителей, имеющих отличие по одному из данных свойств, такому как плотность, размер и концентрации, будут достигаться различные скорости осаждения.
«Гидравлический разрыв с применением загущенной воды в качестве жидкости разрыва» предусматривают использование дешевых низковязких текучих сред, чтобы воздействовать на нефтеносные слои с очень низкой проницаемостью. Сообщается об успешных результатах (с измерением производительности скважины и экономических показателей), основанных на механизмах создания неровностей (растрескивание горных пород), сдвигового смещения горной породы и локализации высокой концентрации расклинивающего наполнителя с созданием соответствующей проницаемости. Последний из трех механизмов является в наибольшей степени ответственным за проницаемость, достигаемую при «гидравлическом разрыве с применением загущенной воды в качестве жидкости разрыва». Механизм может быть рассмотрен как аналог расклинивающего расщепления древесины.
Текучая среда гидравлического разрыва может быть получена смешением гидратируемого полимера с водной базовой текучей средой. Базовой водной текучей средой может быть, например, вода или солевой раствор. Для данного процесса может быть использовано любое подходящее смесительное устройство. В случае периодического смешения гидратируемый полимер и водная текучая среда смешивают в течение промежутка времени, достаточного для образования гидратированного золя.
Методы гидравлического разрыва широко используются для интенсификации добычи нефти и газа из подземных пластов. В ходе гидравлического разрыва текучую среду нагнетают в ствол скважины под высоким давлением. Как только давление в природном нефтеносном слое превышается, текучая среда гидроразрыва инициирует растрескивание в пласте, которое обычно продолжает расти в ходе закачивания скважины. По мере расширения трещины до подходящей ширины в ходе воздействия в текучую среду затем также добавляют расклинивающий агент. Схема воздействия обычно требует достижения текучей средой максимальной вязкости при его вхождении в трещину, что влияет на длину и ширину трещины. Вязкость большинства текучих сред гидравлического разрыва обусловлена водорастворимыми полисахаридами, такими как галактоманны или производные целлюлозы. Использование структурирующих агентов, таких как борат-ион, титанат-ион или ион циркония, может дополнительно повысить вязкость. Загущенная текучая среда может сопровождаться введением расклинивающего агента (т.е. расклинивающего наполнителя), что приводит к размещению расклинивающего наполнителя внутри полученной таким образом трещины. Расклинивающий наполнитель остается в образовавшейся трещине, предотвращает полное смыкание трещины и способствует образованию проницаемого канала, проходящего от ствола скважины в пласт, на который оказывается воздействие, как только текучая среда гидравлического разрыва извлечена.
Чтобы воздействие на пласт было успешным, в некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость текучей среды неизбежно снижают до уровней, приближающихся к уровням вязкости воды после размещения расклинивающего наполнителя. Это позволяет извлечь часть текучей среды воздействия без получения избыточных количеств расклинивающего наполнителя после открытия скважины и возвращения ее в режим эксплуатации. Извлечение текучей среды гидравлического разрыва сопровождается снижением вязкости текучей среды до более низкой величины, так что она протекает естественным образом от пласта под влиянием пластовых текучих сред. Данное снижение вязкости или конверсия называется «разрушение» и может сопровождаться введением в исходный гель химических агентов, называемых «вызывающих разрушение агентами».
Некоторые гели текучих сред разрыва, как те, что основаны на полимерах гуара, претерпевают естественное разрушение без воздействия агента, вызывающего разрушение. Однако время разрушения для таких гелеобразных текучих сред обычно велико и непрактично и составляет в интервале от более 24 часов до недель, месяцев и лет, в зависимости от условий в нефтеносном слое. Соответственно, чтобы снизить время разрушения гелей, использованных при разрыве пласта, в гель обычно вводят химические агенты, которые становятся частью самого геля. Обычно данные агенты являются либо окислителями, либо ферментами, под действием которых разрушается структура полимерного геля. Основная часть деструкции или «разрушения» вызвано окислительными агентами, такими как персульфатные соли (используемые либо как таковые или инкапсулированные), хромовые соли, органические пероксиды или пероксидные соли щелочноземельных металлов или цинка, или ферментами.
Помимо важности обеспечения механизма разрушения для гелеобразной текучей среды с ускорением извлечения текучей среды и с возобновлением добычи, важное значение имеет также продолжительность разрушения. Гели, которые разрушаются постоянно, могут вызвать осаждение из геля суспендированного материала расклинивающего наполнителя до введения на достаточную глубину в образовавшуюся трещину. Преждевременное разрушение может также привести к преждевременному снижению вязкости текучей среды, приводящей к меньшей, чем желательная, ширине трещины в пласте, вызывая избыточное давление нагнетания и преждевременное завершение воздействия.
С другой стороны, гелеобразная текучая среда, которая разрушается слишком медленно, может вызвать медленное извлечение текучей среды разрыва из образовавшейся трещины, сопровождаемое задержкой в возобновлении добычи пластовых текучих сред и резким ухудшением предполагаемого объема добычи углеводорода. Могут возникнуть дополнительные проблемы, такие как тенденция расклинивающего наполнителя вытесняться из разлома, что сопровождается по меньшей мере частичной закупоркой и снижением эффективности операции разрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения гель разрыва должен начинать разрушаться, когда завершаются операции закачивания. Для практических целей в некоторых вариантах осуществления изобретения гель должен быть полностью разрушен в пределах приблизительно 24 часов после завершения процесса разрыва пласта. Гели, используемые в этой связи, включают те, которые раскрыты в патентах США № 3960736; 5224546; 6756345 и 6793018, введенные в настоящий документ в порядке ссылки.
Подходящие растворители для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения объема притязаний, воду. Растворителем может быть водный раствор хлорида калия.
Подходящие гидратируемые полимеры, которые могут быть использованы в вариантах осуществления изобретения, включают любой из гидратируемых полисахаридов, который способен образовывать гель в присутствии структурирующего агента. Например, подходящие гидратируемые полисахариды включают, но не ограничиваются ими, галактоманновые смолы, глюкоманновые смолы, гуары, дериватизированные гуары и производные целлюлозы. Конкретными примерами являются гуаровая смола, производные гуаровой смолы, смола из плодов рожкового дерева, смола караи, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и гидроксиэтилцеллюлоза. В некоторых вариантах осуществления изобретения гелеобразующие агенты включают, но не ограничиваются ими, гуаровые смолы, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу. Подходящие гидратируемые полимеры могут также 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.
Гидратируемый полимер может содержаться в текучей среде в концентрационном интервале от приблизительно 0,10% до приблизительно 5,0% по массе водной текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения интервал для гидратируемого полимера составляет от приблизительно 0,20% до приблизительно 0,80% по массе.
Подходящим структурирующим агентом может быть любое соединение, которое увеличивает вязкость текучей среды за счет химического структурирования, физического структурирования или любого другого механизма. Например, гелеобразование гидратируемого полимера может быть достигнуто структурированием полимера ионами металлов, включающими соединения бора в комбинации с соединениями, содержащими цирконий и титан. Количество используемого структурирующего агента также зависит от условий в скважине и типа проводимого воздействия, но обычно лежит в интервале от приблизительно 10 млн.ч. до приблизительно 1000 млн.ч. иона металла структурирующего агента в гидратируемой полимерной текучей среде. В некоторых областях применения реакция структурирующего агента может быть замедлена, так что образования вязкого геля не происходит до желательного момента времени.
Борсодержащая составляющая может быть выбрана из группы, состоящей из борной кислоты, тетрабората натрия и их смесей. Они рассмотрены в патенте США № 4514309, руды на основе боратов, такие как улексит и колеманит. В некоторых вариантах осуществления изобретения композиция текучей среды для воздействия на скважину может дополнительно включать расклинивающий наполнитель.
«Преждевременное разрушение», как использовано в настоящем описании, относится к явлению, при котором вязкость геля падает до нежелательного уровня до того как вся текучая среда введена в пласт, который подвергается разрыву. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость геля должна оставаться в интервале от приблизительно 50% до приблизительно 75% от начальной вязкости геля в течение, по меньшей мере, двух часов воздействия ожидаемой рабочей температуры. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда должна иметь вязкость выше 100 сантипуаз при 100 сек-1 при закачивании в нефтеносный слой, измеренную на вискозиметре Фанна (Fann) 50C в лаборатории.
«Полное разрушение», как использовано в настоящем описании, относится к явлению, при котором вязкость геля снижается до такого уровня, что гель может быть вымыт из пласта протекающими пластовыми текучими средами, или что он может быть извлечен операцией откачивания. В лабораторных условиях полностью разрушенным неструктурированным гелем является гель, чья вязкость составляет приблизительно 10 сП или меньше, измеренная на вискозиметре Фанна Model 35, имеющем ротор R1B1 и узел подвески, вращающийся со скоростью 300 об/мин.
Величина рН водной текучей среды, которая содержит гидратируемый полимер, может быть отрегулирована при необходимости так, чтобы придать ему совместимость со структурирующим агентом. В некоторых вариантах осуществления изобретения материал регулирования рН добавляют в водную текучую среду после добавления полимера к водной текучей среде. Типичными материалами для регулирования рН являются традиционно используемые кислоты, кислотные буферы и смеси кислот и оснований. Например, бикарбонат натрия, карбонат калия, гидроксид натрия, гидроксид калия и карбонат натрия являются типичными агентами регулирования рН. Приемлемые величины рН для текучей среды могут лежать в интервале от нейтральных до щелочных, т.е. между приблизительно 5 и приблизительно 14. В некоторых вариантах осуществления изобретения рН поддерживают в нейтральном или щелочном диапазоне, т.е. между приблизительно 7 и приблизительно 14. В другом варианте осуществления изобретения рН лежит между приблизительно 8 и приблизительно 12.
Термин «вызывающий разрушение агент» или «разрушающий агент» относится к любому химическому соединению, которое способно снижать вязкость гелеобразной текучей среды. Как рассмотрено выше, после образования текучей среды разрыва и нагнетания ее в подземный пласт обычно желательно превратить высоковязкий гель в текучую среду более низкой вязкости. Это позволяет текучей среде легко и эффективно выходить из пласта и позволяет желательному материалу, такому как нефть или газ, затекать в ствол скважины. Данное снижение вязкости воздействующей текучей среды обычно называют «разрушением». Соответственно, химические соединения, используемые для снижения вязкости текучей среды, называются вызывающими разрушение агентами или разрушающими агентами.
Существуют различные методы для разрушения текучей среды разрыва или воздействующей текучей среды. Обычно текучие среды разрушаются после какого-то промежутка времени и/или длительного воздействия высоких температур. Однако желательно иметь возможность прогнозировать и регулировать разрушение в относительно узких пределах. Слабые окислители используются в качестве разрушающих агентов, когда текучую среду используют при относительно высокой температуре пласта. Хотя температуры пласта 300°F (149°C) или выше будут, как правило, вызывать относительно быстрое разрушение текучей среды без использования окислителя.
Обычно температура и рН текучей среды разрыва определяют скорость гидролиза сложного эфира. Для операций в забое скважины трудно регулировать или изменять статическую температуру в забое скважины. рН текучей среды разрыва обычно доводят до уровня, обеспечивающего необходимые эксплуатационные свойства текучей среды в ходе операции образования трещин. Поэтому скорость гидролиза сложного эфира не может быть легко изменена путем изменения BHST или рН текучей среды разрыва. Однако скорость гидролиза может контролироваться количеством сложного эфира, использованного в текучей среде разрыва. Для высокотемпературных областей применения гидролиз сложного эфира может быть замедлен или задержан путем растворения сложного эфира в углеводородном растворителе. Более того, время задержки можно регулировать путем подбора сложных эфиров, которые обеспечивают большую или меньшую растворимость в воде. Например, для низкотемпературных областей применения рекомендуются поликарбоновые сложные эфиры, полученные из низкомолекулярных спиртов, таких как метанол или этанол. Интервал температур применения данных сложных эфиров может составлять от приблизительно 100°F до приблизительно 260°F (от приблизительно 37,7°С до приблизительно 126,6°С). В других вариантах осуществления изобретения для высокотемпературных областей применения или более длительных времен закачивания должны быть использованы сложные эфиры, полученные из высокомолекулярных спиртов. Высокомолекулярные спирты включают, но не ограничиваются ими, C3-C6 спирты, например н-пропанол, гексанол и циклогексанол.
Расклинивающие агенты или расклинивающие наполнители обычно добавляют к текучей среде разрыва перед добавлением структурирующего агента. Однако расклинивающие наполнители могут быть введены таким образом, который обеспечивает достижение желательного результата. В вариантах осуществления настоящего изобретения может быть использован любой расклинивающий наполнитель. Примеры подходящих расклинивающих наполнителей включают, но не ограничиваются ими, кварцевый песок, стеклянные и керамические шарики, скорлупу грецкого ореха, алюминиевые таблетки, гранулы найлона и т.п. Расклинивающие наполнители обычно используются в концентрациях между приблизительно 1 и 8 фунтов на галлон текучей среды разрыва, хотя при желании могут быть использованы также и более высокие или низкие концентрации. Текучая среда разрыва также может содержать другие присадки, такие как поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии, совместные растворители, стабилизаторы, парафиновые ингибиторы, метки для мониторинга обратного потока текучей среды и т.д.
Композиция текучей среды воздействия на скважину согласно вариантам осуществления настоящего изобретения имеет много областей применения. Например, она может быть использована при гидравлическом разрыве, в операциях гравийного наполнения, в образовании водного барьера, для установки временных пробок в целях изоляции ствола скважины и/или регулирования поглощения бурового раствора и в других операциях заканчивания скважины. Одной из областей применения композиции текучей среды является использование ее в качестве текучей среды гидравлического разрыва. Соответственно, варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к способу воздействия на подземный пласт. Способ включает приготовление текучей среды гидравлического разрыва, включающего водную текучую среду, гидратируемый полимер, структурирующий агент, неорганический вызывающий разрушение агент и сложноэфирное соединение, и нагнетание текучей среды гидравлического разрыва в ствол скважины с осуществлением контакта, по меньшей мере, части пласта с текучей средой гидравлического разрыва под достаточным давлением для образования трещин в горной породе. Первоначально вязкость текучей среды гидравлического разрыва должна поддерживаться выше, по меньшей мере, 300 сП при 100 сек-1 в ходе закачивания, а затем должна быть снижена менее чем до 100 сП при 100 сек-1. После того как вязкость текучей среды гидравлического разрыва снизится до приемлемого уровня, по меньшей мере, часть текучей среды гидравлического разрыва удаляют из пласта. В ходе процесса гидравлического разрыва расклинивающий наполнитель может быть закачан в пласт одновременно с текучей средой гидравлического разрыва. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда гидравлического разрыва имеет рН порядка или выше приблизительно 7. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда гидравлического разрыва имеет рН в интервале от приблизительно 8 до приблизительно 12.
Следует понимать, что вышерассмотренный способ является лишь одним из путей воплощения изобретения. Следующие патенты США раскрывают различные методы проведения гидравлического разрыва, которые могут быть применены в вариантах осуществления изобретения с модификациями или без них. Патенты США № 6169058; 6135205; 6123394; 6016871; 5755286; 5722490; 5711396; 5551516; 5497831; 5488083; 5482116; 5472049; 5411091; 5402846; 5392195; 5363919; 5228510; 5074359; 5024276; 5005645; 4938286; 4926940; 4892147; 4869322; 4852650; 4848468; 4846277; 4830106; 4817717; 4779680; 4479041; 4739834; 4724905; 4718490; 4714115; 4705113; 4660643; 4657081; 4623021; 4549608; 4541935; 4378845; 4067389; 4007792; 3965982 и 3933205.
Жидким носителем обычно может быть любой жидкий носитель, подходящий для использования в нефте- и газодобывающих скважинах. В некоторых вариантах осуществления изобретения жидким носителем является вода. Жидкий носитель может включать воду, может состоять по существу из воды или может состоять из воды. Вода обычно будет основным компонентом по массе текучей среды. Вода может быть питьевой или не питьевой. Вода может быть жесткой или может содержать другие материалы, типичные для источников воды, находящихся в или вблизи нефтяных месторождений. Например, можно использовать свежую воду, солевой раствор или даже воду, к которой добавлена какая-либо соль, например, соль щелочного металла или щелочноземельного металла (NaCO3), NaCl, KCl и т.п.). В некоторых вариантах осуществления изобретения жидкий носитель используется в количестве, по меньшей мере, приблизительно 80% по массе. Конкретные примеры количества жидкого носителя включают 80%, 85%, 90% и 95% по массе.
Экспериментальная часть настоящего изобретения
Пример 1
Данный пример иллюстрирует реологию вызывающей разрушение композиции настоящего изобретения, использованной с текучей средой гидравлического разрыва боратного структурирования при 180°F.
Текучая среда гидравлического разрыва включает вызывающую разрушение композицию, включающую 12 галл./тыс.галл. WBK-1451, окислительного агента, вызывающий его разрушение, включающего 10% м/м раствор хлорида натрия, доступный от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 2 галл./тыс.галл. WBK-1461, смеси диметилглутариата, диметилсукцината и диметиладипата, доступной от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и загущающую композицию, включающую 1 галл./тыс.галл. WXL-1011, структурирующего агента, включающего смесь колематита и улексита, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 0,9 галл./тыс.галл. WXL-1051, структурирующего агента, включающего раствор боракса, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 2 галл./тыс.галл. WGS-160L, стабилизатора геля, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX.
Пример 2
Данный пример иллюстрирует реологию вызывающей разрушение композиции настоящего изобретения, использованной с текучей средой гидравлического разрыва боратного структурирования при 200°F.
Текучая среда гидравлического разрыва включает вызывающую разрушение композицию, включающую 12 галл./тыс.галл. WBK-1451, окислительного агента, вызывающего разрушение, включающего 10% м/м раствор хлорида натрия, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 14 галл./тыс.галл. WBK-1461, смеси диметилглутарата, диметилсукцината и диметиладипата, доступной от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и загущающую композицию, включающую 1 галл./тыс.галл. WXL-1011, структурирующего агента, включающего смесь колематита и улексита, доступную от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 0,9 галл./тыс.галл. WXL-1051, структурирующего агента, включающего раствор боракса, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 3 галл./тыс.галл. WGS-160L, стабилизатора геля, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX.
Пример 3
Данный пример иллюстрирует реологию разрушающий композиции настоящего изобретения, использованной с текучей средой гидравлического разрыва боратного структурирования при 220°F.
Текучая среда гидравлического разрыва включает вызывающую разрушение композицию, включающую 12 галл./тыс.галл. WBK-1451, окислительного агента, вызывающего разрушение, включающего 10% м/м раствор хлорида натрия, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 1 галл./тыс.галл. WBK-1461, смеси диметилглутарата, диметилсукцината и диметиладипата, доступной от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX и загущающую композицию, включающую 1 галл./тыс.галл. WXL-1011, структурирующего агента, включающего смесь колематита и улексита, доступную от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 0,9 галл./тыс.галл. WXL-1051, структурирующего агента, включающего раствор боракса, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 3 галл./тыс.галл. WGS-160L, стабилизатора геля, включающего 85 масс.% раствора тиосульфата, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX.
Все ссылки, цитированные в настоящем описании, введены в него в порядке ссылки. Хотя изобретение раскрыто с ссылкой на варианты его осуществления, при знакомстве с настоящим описанием любой специалист может понять изменения и модификации, которые могут быть сделаны и которые не отклоняются от объема притязаний и существа изобретения, как рассмотрено выше и в прилагаемой формуле изобретения ниже по тексту.
Claims (22)
1. Разрушающая композиция текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, содержащая окислительный компонент, включающий в себя водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки и сложноэфирный компонент, включающий в себя, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, при этом карбоновая кислота имеет от 2 до 20 атомов углерода, а сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, при этом, по меньшей мере, один атом углерода может быть замещен атомом кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20:1.
2. Композиция по п.1, в которой указанный водный раствор включает в себя, по меньшей мере, один хлорит щелочного металла в количестве от около 0,5 мас.% до около 20 мас.%.
3. Композиция по п.1, в которой указанный водный раствор включает в себя, по меньшей мере, один хлорит щелочного металла в количестве от около 5 мас.% до около 10 мас.%.
4. Композиция по п.1, в которой хлорит щелочного металла включает в себя хлорит лития, хлорит натрия, хлорит калия, хлорит рубидия, хлорит цезия.
5. Композиция по п.2, в которой окислительный компонент включает в себя водный раствор, содержащий хлорит натрия в количестве от около 5 мас.% и до около 10 мас.%.
6. Композиция по п.1, в которой окислительная добавка выбрана из группы, состоящей из хлората щелочного металла, хлорида щелочного металла и их смесей или комбинаций, при этом щелочной металл включает в себя литий, натрий, калий, рубидий и/или цезий.
7. Композиция по п.1, в которой окислительная добавка выбрана из группы, состоящей из хлората натрия, хлората калия, хлорида натрия, хлорида калия и их смесей или комбинаций.
8. Композиция по п.7, в которой добавка содержится в количестве от около 0,5 мас.% до около 15 мас.%.
9. Композиция по п.1, в которой карбоновая кислота включает в себя линейную или разветвленную дикарбоновую кислоту.
10. Композиция по п.9, в которой дикарбоновые кислоты являются линейными дикарбоновыми кислотами, содержащими от 3 до 20 атомов углерода.
11. Композиция по п.9, в которой дикарбоновая кислота является линейной дикарбоновой кислотой, содержащей от 4 до 10 атомов углерода.
12. Композиция по п.1, в которой сложноэфирной группой является карбильная группа, содержащая от 1 до 5 атомов углерода.
13. Композиция по п.1, в которой сложноэфирный компонент включает в себя дикарбиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь сложных дикарбиловых эфиров дикарбоновых кислот.
14. Композиция по п.1, в которой сложноэфирный компонент включает в себя сложный диалкиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь сложных диалкиловых эфиров дикарбоновых кислот, при этом дикарбоновые кислоты имеют от 3 до 8 атомов углерода и алкильные группы имеют от 1 до 5 атомов углерода.
15. Композиция по п.1, в которой сложноэфирный компонент включает в себя смесь сложных диалкиловых эфиров дикарбоновых кислот, при этом дикарбоновые кислоты имеют от 4 до 6 атомов углерода и алкильная группы имеет от 1 до 2 атомов углерода.
16. Композиция текучей среды разрыва, содержащая текучую среду разрыва боратного структурирования, включающую в себя структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество разрушающей композиции, которая содержит окислительный компонент, включающий в себя водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки, и сложноэфирный компонент, включающий в себя, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, при этом карбоновая кислота имеет от 2 до 20 атомов углерода, сложноэфирная группа является карбильной группой, содержащей от 1 до 10 атомов углерода, и указанное эффективное количество составляет около 1 галл./тыс. галл. до около 20 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,1 галл./тыс. галл. до около 5 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.
17. Композиция по п.16, в которой указанное эффективное количество составляет от около 1 галл./тыс. галл. до около 18 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,1 галл./тыс. галл. до около 5 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.
18. Композиция по п.16, в которой указанное эффективное количество составляет от около 4 галл./тыс. галл. до около 16 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,5 галл./тыс. галл. до около 4 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.
19. Композиция по п.16, в которой указанное эффективное количество составляет от около 8 до около 14 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,5 галл./тыс. галл. до около 3 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.
20. Композиция по п.16, в которой эффективное количество составляет от около 8 до около 14 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,5 галл./тыс. галл. до около 2 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.
21. Композиция по п.16, в которой относительные количества окислительного компонента и сложноэфирного компонента подобраны так, что профиль разрушения текучей среды, по существу, является одинаковым при температурном интервале от около 100°F до около 260°F, при этом относительное количество сложноэфирного компонента снижается с повышением температуры.
22. Способ воздействия на пласт, содержащий закачивание в пласт в условиях разрыва текучей среды разрыва, содержащей структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество разрушающей композиции, содержащей окислительный компонент, включающий в себя водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки, и сложноэфирный компонент, включающий в себя, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, при этом карбоновая кислота имеет от 2 до 20 атомов углерода, а сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, при этом, по меньшей мере, один атом углерода может быть замещен атомом кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20% 1, при этом разрушающая композиция снижает вязкость текучей среды в течение заданного промежутка времени, образуя меньше остатков и снижая восстановление при снижении температуры и/или величины рН, причем указанное эффективное количество составляет от около 1 галл./тыс. галл. до около 20 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,1 галл./тыс. галл. до около 5 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/758,466 US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2010-04-12 | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US12/758,466 | 2010-04-12 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011114109A RU2011114109A (ru) | 2012-10-20 |
| RU2471847C2 true RU2471847C2 (ru) | 2013-01-10 |
Family
ID=44227975
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011114109/03A RU2471847C2 (ru) | 2010-04-12 | 2011-04-11 | Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8835364B2 (ru) |
| EP (1) | EP2374861B1 (ru) |
| AR (1) | AR080885A1 (ru) |
| AU (1) | AU2011201574B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI1101503B1 (ru) |
| CA (1) | CA2737191C (ru) |
| MX (1) | MX2011003853A (ru) |
| PL (1) | PL2374861T3 (ru) |
| RU (1) | RU2471847C2 (ru) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
| US7956217B2 (en) | 2008-07-21 | 2011-06-07 | Clearwater International, Llc | Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same |
| US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
| US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
| US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
| US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
| US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
| US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
| US9090814B2 (en) * | 2012-08-09 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment fluids containing an ylide or a vitamin B and methods of using the same |
| US10604693B2 (en) | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| US10138413B2 (en) | 2013-02-27 | 2018-11-27 | Arkema Inc. | Promoters for peroxides in aqueous treatment fluids |
| US11254856B2 (en) * | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| WO2015034488A1 (en) * | 2013-09-04 | 2015-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrolyzable compounds for treatment of a subterranean formation and methods of using the same |
| US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
| US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
| BR112017005436B1 (pt) | 2014-09-19 | 2022-08-09 | Arkema Inc | Composição quebradora não emulsificada aquosa para uso em um fluido de tratamento aquoso, fluido de tratamento aquoso, método para manter uma redução na viscosidade de um fluido de tratamento aquoso e método para fraturamento de uma formação subterrânea |
| WO2016074949A1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-05-19 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Method for reducing the viscosity of viscosified fluids for applications in natural gas and oil fields |
| US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| US10787604B2 (en) | 2015-03-25 | 2020-09-29 | Arkema Inc. | Colored organic peroxide compositions and methods for breaking fluids |
| MX2017012276A (es) | 2015-03-25 | 2018-01-09 | Arkema Inc | Composiciones de peroxido organicas coloreadas. |
| US20170037303A1 (en) | 2015-08-03 | 2017-02-09 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| WO2017120499A1 (en) | 2016-01-07 | 2017-07-13 | M-I L.L.C. | Breaker fluids and methods of use thereof |
| WO2018013816A1 (en) | 2016-07-15 | 2018-01-18 | Ecolab USA, Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| CN109825275B (zh) * | 2017-11-23 | 2021-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 水基压裂液组合物和水基压裂液 |
| CN109825274B (zh) * | 2017-11-23 | 2021-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 水基压裂液组合物和水基压裂液 |
| US11235975B2 (en) | 2019-05-06 | 2022-02-01 | Trudx, Inc. | Stabilized sodium chlorite solution and a method of remediating an aqueous system using the solution |
| CN112431570B (zh) * | 2020-11-06 | 2023-06-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于暂堵酸压的暂堵剂的试验方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5067566A (en) * | 1991-01-14 | 1991-11-26 | Bj Services Company | Low temperature degradation of galactomannans |
| US5413178A (en) * | 1994-04-12 | 1995-05-09 | Halliburton Company | Method for breaking stabilized viscosified fluids |
| RU2122633C1 (ru) * | 1993-04-29 | 1998-11-27 | Клинсорб Лимитед | Способ кислотной обработки подземных пластов |
| WO2001051767A2 (en) * | 2000-01-14 | 2001-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Addition of solids to generate viscosity downhole |
| RU2173772C2 (ru) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта |
| RU2338872C2 (ru) * | 2003-05-29 | 2008-11-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей |
| RU2344283C2 (ru) * | 2003-07-07 | 2009-01-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и составы для увеличения прочности уплотнения расклинивающего наполнителя в подземных разрывах |
| EP2113547A1 (en) * | 2007-05-22 | 2009-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified fluids for remediating subterranean damage background |
Family Cites Families (222)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2196042A (en) | 1938-02-01 | 1940-04-02 | Pyrene Minimax Corp | Fire extinguishing foam stabilizer |
| US2390153A (en) | 1940-06-26 | 1945-12-04 | Kern Rudolf | Condensation products and process of producing same |
| NL190730A (ru) | 1953-10-09 | |||
| US2805958A (en) | 1955-03-08 | 1957-09-10 | Gen Electric | Preparation of hydrophobic silicas |
| IT649855A (ru) | 1960-05-05 | |||
| US3059909A (en) | 1960-12-09 | 1962-10-23 | Chrysler Corp | Thermostatic fuel mixture control |
| US3163219A (en) | 1961-06-22 | 1964-12-29 | Atlantic Refining Co | Borate-gum gel breakers |
| US3301848A (en) | 1962-10-30 | 1967-01-31 | Pillsbury Co | Polysaccharides and methods for production thereof |
| US3301723A (en) | 1964-02-06 | 1967-01-31 | Du Pont | Gelled compositions containing galactomannan gums |
| GB1073338A (en) | 1965-07-21 | 1967-06-21 | British Titan Products | Mixed coating process |
| US3303896A (en) | 1965-08-17 | 1967-02-14 | Procter & Gamble | Process for drilling boreholes in the earth utilizing amine oxide surfactant foaming agent |
| US3565176A (en) | 1969-09-08 | 1971-02-23 | Clifford V Wittenwyler | Consolidation of earth formation using epoxy-modified resins |
| US3856921A (en) | 1970-07-22 | 1974-12-24 | Exxon Research Engineering Co | Promoting scrubbing of acid gases |
| CA1034127A (en) | 1973-04-04 | 1978-07-04 | Herbert Helfert | Quaternary ammonium salts |
| US3933205A (en) | 1973-10-09 | 1976-01-20 | Othar Meade Kiel | Hydraulic fracturing process using reverse flow |
| AR207130A1 (es) | 1973-12-12 | 1976-09-15 | Dow Chemical Co | Un metodo de reducir la viscosidad de un liquido organico |
| US3888312A (en) | 1974-04-29 | 1975-06-10 | Halliburton Co | Method and compositions for fracturing well formations |
| US3960736A (en) | 1974-06-03 | 1976-06-01 | The Dow Chemical Company | Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations |
| US3937283A (en) | 1974-10-17 | 1976-02-10 | The Dow Chemical Company | Formation fracturing with stable foam |
| US3965982A (en) | 1975-03-31 | 1976-06-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method for creating horizontal fractures |
| AU506199B2 (en) | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
| US4007792A (en) | 1976-02-02 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Hydraulic fracturing method using viscosified surfactant solutions |
| US4067389A (en) | 1976-07-16 | 1978-01-10 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing technique |
| US4113631A (en) | 1976-08-10 | 1978-09-12 | The Dow Chemical Company | Foaming and silt suspending agent |
| FR2439230A1 (fr) | 1978-10-17 | 1980-05-16 | Seppic Sa | Utilisation d'amines grasses pour ameliorer les proprietes des mousses, et les agents moussants ameliores contenant ces amines |
| NO148995C (no) | 1979-08-16 | 1986-06-12 | Elkem As | Fremgangsmaate for fremstilling av sementslurry med lav egenvekt for bruk ved sementering av olje- og gassbroenner. |
| US4725372A (en) | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
| US4378845A (en) | 1980-12-30 | 1983-04-05 | Mobil Oil Corporation | Sand control method employing special hydraulic fracturing technique |
| US4683068A (en) | 1981-10-29 | 1987-07-28 | Dowell Schlumberger Incorporated | Fracturing of subterranean formations |
| US4561985A (en) | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
| US4705113A (en) | 1982-09-28 | 1987-11-10 | Atlantic Richfield Company | Method of cold water enhanced hydraulic fracturing |
| US4541935A (en) | 1982-11-08 | 1985-09-17 | The Dow Chemical Company | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US4479041A (en) | 1982-11-22 | 1984-10-23 | General Electric Company | Pneumatic ball contact switch |
| US4514309A (en) | 1982-12-27 | 1985-04-30 | Hughes Tool Company | Cross-linking system for water based well fracturing fluids |
| US4748011A (en) | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
| US4506734A (en) | 1983-09-07 | 1985-03-26 | The Standard Oil Company | Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure |
| US4695389A (en) | 1984-03-16 | 1987-09-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4549608A (en) | 1984-07-12 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing special sand control technique |
| US4623021A (en) | 1984-11-14 | 1986-11-18 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique |
| US4686052A (en) | 1985-07-08 | 1987-08-11 | Dowell Schlumberger Incorporated | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor |
| US4654266A (en) | 1985-12-24 | 1987-03-31 | Kachnik Joseph L | Durable, high-strength proppant and method for forming same |
| US4660643A (en) | 1986-02-13 | 1987-04-28 | Atlantic Richfield Company | Cold fluid hydraulic fracturing process for mineral bearing formations |
| US4657081A (en) | 1986-02-19 | 1987-04-14 | Dowell Schlumberger Incorporated | Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition |
| US4739834A (en) | 1986-02-24 | 1988-04-26 | Exxon Research And Engineering Company | Controlled hydraulic fracturing via nonaqueous solutions containing low charge density polyampholytes |
| US4724905A (en) | 1986-09-15 | 1988-02-16 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing |
| US6262125B1 (en) | 1986-12-02 | 2001-07-17 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Sterically hindered tetraamines and method for their production |
| US4714115A (en) | 1986-12-08 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
| US4848468A (en) | 1986-12-08 | 1989-07-18 | Mobil Oil Corp. | Enhanced hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
| US4718490A (en) | 1986-12-24 | 1988-01-12 | Mobil Oil Corporation | Creation of multiple sequential hydraulic fractures via hydraulic fracturing combined with controlled pulse fracturing |
| US4741401A (en) | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| US4779680A (en) | 1987-05-13 | 1988-10-25 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process using a polymer gel |
| BR8702856A (pt) | 1987-06-05 | 1988-12-20 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo continuo de fraturamento hidraulico com espuma |
| US4795574A (en) | 1987-11-13 | 1989-01-03 | Nalco Chemical Company | Low temperature breakers for gelled fracturing fluids |
| US4852650A (en) | 1987-12-28 | 1989-08-01 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control |
| US4892147A (en) | 1987-12-28 | 1990-01-09 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing utilizing a refractory proppant |
| US4817717A (en) | 1987-12-28 | 1989-04-04 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing with a refractory proppant for sand control |
| US4830106A (en) | 1987-12-29 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing |
| US4926940A (en) | 1988-09-06 | 1990-05-22 | Mobil Oil Corporation | Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subsurface formation |
| US4869322A (en) | 1988-10-07 | 1989-09-26 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation |
| US4978512B1 (en) | 1988-12-23 | 1993-06-15 | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| CA2007965C (en) | 1989-02-13 | 1996-02-27 | Jerry J. Weers | Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from petroleum residua |
| US5169411A (en) | 1989-03-03 | 1992-12-08 | Petrolite Corporation | Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from crude oil, petroleum residua and fuels |
| US4938286A (en) | 1989-07-14 | 1990-07-03 | Mobil Oil Corporation | Method for formation stimulation in horizontal wellbores using hydraulic fracturing |
| JPH087313Y2 (ja) | 1989-10-13 | 1996-03-04 | 三菱重工業株式会社 | 冷凍装置の制御装置 |
| US5074359A (en) | 1989-11-06 | 1991-12-24 | Atlantic Richfield Company | Method for hydraulic fracturing cased wellbores |
| US5024276A (en) | 1989-11-28 | 1991-06-18 | Shell Oil Company | Hydraulic fracturing in subterranean formations |
| US5110486A (en) | 1989-12-14 | 1992-05-05 | Exxon Research And Engineering Company | Breaker chemical encapsulated with a crosslinked elastomer coating |
| US5005645A (en) | 1989-12-06 | 1991-04-09 | Mobil Oil Corporation | Method for enhancing heavy oil production using hydraulic fracturing |
| US5082579A (en) | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
| DE4027300A1 (de) | 1990-08-29 | 1992-03-05 | Linde Ag | Verfahren zur selektiven entfernung anorganischer und/oder organischen schwefelverbindungen |
| US5106518A (en) | 1990-11-09 | 1992-04-21 | The Western Company Of North America | Breaker system for high viscosity fluids and method of use |
| US5099923A (en) | 1991-02-25 | 1992-03-31 | Nalco Chemical Company | Clay stabilizing method for oil and gas well treatment |
| US5224546A (en) | 1991-03-18 | 1993-07-06 | Smith William H | Method of breaking metal-crosslinked polymers |
| US5877127A (en) | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
| CA2073806C (en) | 1991-07-24 | 2003-09-23 | S. Bruce Mcconnell | Delayed borate crosslinking fracturing fluid |
| US5908814A (en) | 1991-10-28 | 1999-06-01 | M-I L.L.C. | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5424284A (en) | 1991-10-28 | 1995-06-13 | M-I Drilling Fluids Company | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5201370A (en) | 1992-02-26 | 1993-04-13 | Bj Services Company | Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid |
| US5259455A (en) | 1992-05-18 | 1993-11-09 | Nimerick Kenneth H | Method of using borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
| US5228510A (en) | 1992-05-20 | 1993-07-20 | Mobil Oil Corporation | Method for enhancement of sequential hydraulic fracturing using control pulse fracturing |
| US5624886A (en) | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
| US5246073A (en) | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5347004A (en) | 1992-10-09 | 1994-09-13 | Baker Hughes, Inc. | Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2497728C (en) | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2125513A1 (en) | 1993-07-30 | 1995-01-31 | Kishan Bhatia | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon streams |
| US5402846A (en) | 1993-11-15 | 1995-04-04 | Mobil Oil Corporation | Unique method of hydraulic fracturing |
| US5363919A (en) | 1993-11-15 | 1994-11-15 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing using fluids with different densities |
| US5411091A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Use of thin liquid spacer volumes to enhance hydraulic fracturing |
| US5482116A (en) | 1993-12-10 | 1996-01-09 | Mobil Oil Corporation | Wellbore guided hydraulic fracturing |
| US6001887A (en) | 1993-12-17 | 1999-12-14 | Th. Goldschmidt Ag | Defoamer emulsion based on organofunctionally modified polysiloxanes |
| US5571315A (en) | 1994-03-14 | 1996-11-05 | Clearwater, Inc. | Hydrocarbon gels useful in formation fracturing |
| US5488083A (en) | 1994-03-16 | 1996-01-30 | Benchmark Research And Technology, Inc. | Method of gelling a guar or derivatized guar polymer solution utilized to perform a hydraulic fracturing operation |
| US5472049A (en) | 1994-04-20 | 1995-12-05 | Union Oil Company Of California | Hydraulic fracturing of shallow wells |
| US5465792A (en) | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| DE69513175T2 (de) | 1994-08-05 | 2000-02-24 | Bp Exploration Operating | Hydrathemmung |
| US5688478A (en) | 1994-08-24 | 1997-11-18 | Crescent Holdings Limited | Method for scavenging sulfides |
| US5462721A (en) | 1994-08-24 | 1995-10-31 | Crescent Holdings Limited | Hydrogen sulfide scavenging process |
| US5980845A (en) | 1994-08-24 | 1999-11-09 | Cherry; Doyle | Regeneration of hydrogen sulfide scavengers |
| US5539044A (en) | 1994-09-02 | 1996-07-23 | Conoco In. | Slurry drag reducer |
| US5497831A (en) | 1994-10-03 | 1996-03-12 | Atlantic Richfield Company | Hydraulic fracturing from deviated wells |
| DE4438930C1 (de) | 1994-10-31 | 1995-10-26 | Daimler Benz Ag | Zahnstangenlenkung bzw. -steuerung mit Servomotor |
| JP3154631B2 (ja) | 1994-11-28 | 2001-04-09 | 三井化学株式会社 | メチレン架橋ポリフェニレンポリアミンの製造方法 |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5635458A (en) | 1995-03-01 | 1997-06-03 | M-I Drilling Fluids, L.L.C. | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US6047772A (en) | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5787986A (en) | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5674377A (en) | 1995-06-19 | 1997-10-07 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon |
| DE69614555T2 (de) | 1995-09-11 | 2002-04-11 | Mi Llc | Auf glykol basierende bohrflüssigkeit |
| US5744024A (en) | 1995-10-12 | 1998-04-28 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon |
| US5807812A (en) | 1995-10-26 | 1998-09-15 | Clearwater, Inc. | Controlled gel breaker |
| US5722490A (en) | 1995-12-20 | 1998-03-03 | Ely And Associates, Inc. | Method of completing and hydraulic fracturing of a well |
| US5649596A (en) | 1996-02-27 | 1997-07-22 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Use of breaker chemicals in gelled hydrocarbons |
| US5669447A (en) | 1996-04-01 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for breaking viscosified fluids |
| US5806597A (en) | 1996-05-01 | 1998-09-15 | Bj Services Company | Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation |
| JP3868027B2 (ja) | 1996-06-12 | 2007-01-17 | 三井化学株式会社 | トリアミノジフェニルメタン類を主要成分とするメチレン架橋ポリフェニレンポリアミンの製造方法 |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| JP3696993B2 (ja) | 1996-10-09 | 2005-09-21 | 石原産業株式会社 | 二酸化チタン顔料の製造方法 |
| US6267938B1 (en) | 1996-11-04 | 2001-07-31 | Stanchem, Inc. | Scavengers for use in reducing sulfide impurities |
| US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6059034A (en) | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6169058B1 (en) | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US5908073A (en) | 1997-06-26 | 1999-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing well fracture proppant flow-back |
| GB9714102D0 (en) | 1997-07-04 | 1997-09-10 | Ciba Geigy Ag | Compounds |
| GB2330585B (en) | 1997-10-16 | 2001-08-01 | Nalco Exxon Energy Chem Lp | Gelling agent for hydrocarbon liquid and method of use |
| US6016871A (en) | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation |
| US6035936A (en) | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| AUPP209498A0 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-26 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Hydraulic fracturing of ore bodies |
| US6135205A (en) | 1998-04-30 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for and method of hydraulic fracturing utilizing controlled azumith perforating |
| US6069118A (en) | 1998-05-28 | 2000-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing fluid removal from fractures deliberately introduced into the subsurface |
| US6162766A (en) | 1998-05-29 | 2000-12-19 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breakers, compositions and methods of use |
| US6004908A (en) | 1998-11-25 | 1999-12-21 | Clearwater, Inc. | Rapid gel formation in hydrocarbon recovery |
| US6138760A (en) | 1998-12-07 | 2000-10-31 | Bj Services Company | Pre-treatment methods for polymer-containing fluids |
| US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
| US6283212B1 (en) | 1999-04-23 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deliberate fluid removal by capillary imbibition |
| US6133205A (en) | 1999-09-08 | 2000-10-17 | Nalco/Exxon Energy Chemical L.P. | Method of reducing the concentration of metal soaps of partially esterified phosphates from hydrocarbon flowback fluids |
| US6875728B2 (en) | 1999-12-29 | 2005-04-05 | Bj Services Company Canada | Method for fracturing subterranean formations |
| US6311773B1 (en) | 2000-01-28 | 2001-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure |
| US6247543B1 (en) | 2000-02-11 | 2001-06-19 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| WO2001088334A2 (en) | 2000-05-15 | 2001-11-22 | Bj Services Company | Well service composition and method |
| CA2432160C (en) | 2001-01-09 | 2010-04-13 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
| US6528568B2 (en) | 2001-02-23 | 2003-03-04 | Millennium Inorganic Chemicals, Inc. | Method for manufacturing high opacity, durable pigment |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US6725931B2 (en) | 2002-06-26 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells |
| EP1509676B1 (en) | 2002-05-24 | 2009-01-21 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US6832650B2 (en) | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
| US7017665B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
| US7204311B2 (en) | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7140433B2 (en) | 2003-12-12 | 2006-11-28 | Clearwater International, Llc | Diamine terminated primary amine-aldehyde sulfur converting compositions and methods for making and using same |
| US9018145B2 (en) | 2003-12-23 | 2015-04-28 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Foamer composition and methods for making and using same |
| JP3925932B2 (ja) | 2004-01-08 | 2007-06-06 | 株式会社 東北テクノアーチ | 有機修飾金属酸化物ナノ粒子の製造法 |
| US7517447B2 (en) | 2004-01-09 | 2009-04-14 | Clearwater International, Llc | Sterically hindered N-methylsecondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same |
| US7971659B2 (en) | 2004-05-05 | 2011-07-05 | Clearwater International, Llc | Foamer/sulfur scavenger composition and methods for making and using same |
| US7595284B2 (en) | 2004-06-07 | 2009-09-29 | Crews James B | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| 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 |
| US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| US7767628B2 (en) | 2005-12-02 | 2010-08-03 | Clearwater International, Llc | Method for foaming a hydrocarbon drilling fluid and for producing light weight hydrocarbon fluids |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US7350579B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-04-01 | Clearwater International Llc | Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same |
| US7392847B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
| US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
| US8097567B2 (en) | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
| US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
| CA2675298C (en) | 2007-01-23 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
| US8172952B2 (en) | 2007-02-21 | 2012-05-08 | Clearwater International, Llc | Reduction of hydrogen sulfide in water treatment systems or other systems that collect and transmit bi-phasic fluids |
| US7565933B2 (en) | 2007-04-18 | 2009-07-28 | Clearwater International, LLC. | Non-aqueous foam composition for gas lift injection and methods for making and using same |
| US7992653B2 (en) | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
| US8158562B2 (en) | 2007-04-27 | 2012-04-17 | Clearwater International, Llc | Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same |
| US7942201B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-17 | Clearwater International, Llc | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids |
| US8034750B2 (en) | 2007-05-14 | 2011-10-11 | Clearwater International Llc | Borozirconate systems in completion systems |
| US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US8028755B2 (en) | 2007-12-14 | 2011-10-04 | Clearwater International Llc | Quick lock wireline valve/blow-out preventor and methods for making and using same |
| US7989404B2 (en) | 2008-02-11 | 2011-08-02 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
| US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
| ITVA20080030A1 (it) | 2008-05-21 | 2009-11-22 | Lamberti Spa | Additivi anti-aggreganti per fluidi di perforazione |
| US8141661B2 (en) | 2008-07-02 | 2012-03-27 | Clearwater International, Llc | Enhanced oil-based foam drilling fluid compositions and method for making and using same |
| US7956217B2 (en) | 2008-07-21 | 2011-06-07 | Clearwater International, Llc | Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same |
| US8287640B2 (en) | 2008-09-29 | 2012-10-16 | Clearwater International, Llc | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
| US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
| US7932214B2 (en) | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
| US8011431B2 (en) | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
| US8093431B2 (en) | 2009-02-02 | 2012-01-10 | Clearwater International Llc | Aldehyde-amine formulations and method for making and using same |
| US9328285B2 (en) | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
| US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| US20100305010A1 (en) | 2009-05-28 | 2010-12-02 | Clearwater International, Llc | High density phosphate brines and methods for making and using same |
| US20100311620A1 (en) | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Clearwater International, Llc | Winterizing agents for oil base polymer slurries and method for making and using same |
| US20110001083A1 (en) | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Clearwater International, Llc | Environmentally benign water scale inhibitor compositions and method for making and using same |
| US7915203B2 (en) | 2009-07-27 | 2011-03-29 | Clearwater International, Llc | Secondary emulsifiers for inverted emulsion fluids and methods for making and using same |
| US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation and methods for making and using same |
| US8524639B2 (en) | 2010-09-17 | 2013-09-03 | Clearwater International Llc | Complementary surfactant compositions and methods for making and using same |
| US9085724B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-07-21 | Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC | Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same |
| US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
| US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
| US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
| US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| US20120295820A1 (en) | 2011-05-17 | 2012-11-22 | Clearwater International, Llc | Management of corrosion in phosphate brines |
| US20120302468A1 (en) | 2011-05-27 | 2012-11-29 | Clearwater International, Llc | Formulations and uses of drilling fluids containing viscosified phosphate brine |
| US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
| US20130081820A1 (en) | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Clearwater International, Llc | Hostile environment stable compositions and drilling and fracturing fluids containing same |
| US9758658B2 (en) | 2011-10-06 | 2017-09-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Enhanced oilfield swellable elastomers and methods for making and using same |
| US20130175477A1 (en) | 2012-01-11 | 2013-07-11 | Clearwater International, Llc | Corrosion inhibitor for high temperature environments |
| US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
| US9664009B2 (en) | 2012-04-04 | 2017-05-30 | Weatherford Technologies, LLC | Apparatuses, systems, and methods for forming in-situ gel pills to lift liquids from horizontal wells |
| US10604693B2 (en) | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| WO2014071019A1 (en) | 2012-10-31 | 2014-05-08 | Clearwater International, Llc | Novel strontium carbonate bridging materials and methods for making and using same |
| US9169717B2 (en) | 2012-11-06 | 2015-10-27 | Lubrizol Oilfield Solutions Inc. | High uptake sulfur solvent systems and methods for making and using same |
| BR112015013983A2 (pt) | 2012-12-14 | 2017-07-11 | Lubrizol Oilfield Chemistry LLC | novos sistemas de elastômero ponderada para uso em cimento, espaçador e fluidos de perfuração |
| US20140262319A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Clearwater International, Llc | Environmentally friendly permanent quaternaries of polyamines and their use as clay stabilizers and methods for making and using same |
| CA2909745A1 (en) | 2013-04-19 | 2014-10-23 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Hydraulic diversion systems to enhance matrix treatments and methods for using same |
| WO2015001498A1 (en) | 2013-07-03 | 2015-01-08 | Clearwater International, Llc | Visco elastic surfactant crosslinked with divalent ions |
| US20150072901A1 (en) | 2013-09-09 | 2015-03-12 | Clearwater International Llc | Lost circulation and fluid loss materials containing guar chaff and methods for making and using same |
-
2010
- 2010-04-12 US US12/758,466 patent/US8835364B2/en active Active
-
2011
- 2011-04-07 AU AU2011201574A patent/AU2011201574B2/en not_active Ceased
- 2011-04-11 EP EP11003031.9A patent/EP2374861B1/en active Active
- 2011-04-11 PL PL11003031T patent/PL2374861T3/pl unknown
- 2011-04-11 RU RU2011114109/03A patent/RU2471847C2/ru active
- 2011-04-11 MX MX2011003853A patent/MX2011003853A/es active IP Right Grant
- 2011-04-12 CA CA2737191A patent/CA2737191C/en active Active
- 2011-04-12 AR ARP110101230A patent/AR080885A1/es active IP Right Grant
- 2011-04-12 BR BRPI1101503-9A patent/BRPI1101503B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-07-11 US US14/328,853 patent/US9175208B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5067566A (en) * | 1991-01-14 | 1991-11-26 | Bj Services Company | Low temperature degradation of galactomannans |
| RU2122633C1 (ru) * | 1993-04-29 | 1998-11-27 | Клинсорб Лимитед | Способ кислотной обработки подземных пластов |
| US5413178A (en) * | 1994-04-12 | 1995-05-09 | Halliburton Company | Method for breaking stabilized viscosified fluids |
| RU2173772C2 (ru) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта |
| WO2001051767A2 (en) * | 2000-01-14 | 2001-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Addition of solids to generate viscosity downhole |
| RU2338872C2 (ru) * | 2003-05-29 | 2008-11-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей |
| RU2344283C2 (ru) * | 2003-07-07 | 2009-01-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и составы для увеличения прочности уплотнения расклинивающего наполнителя в подземных разрывах |
| EP2113547A1 (en) * | 2007-05-22 | 2009-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified fluids for remediating subterranean damage background |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8835364B2 (en) | 2014-09-16 |
| US20140318795A1 (en) | 2014-10-30 |
| US20110247821A1 (en) | 2011-10-13 |
| CA2737191C (en) | 2015-05-26 |
| CA2737191A1 (en) | 2011-10-12 |
| EP2374861A1 (en) | 2011-10-12 |
| US9175208B2 (en) | 2015-11-03 |
| BRPI1101503B1 (pt) | 2020-06-02 |
| MX2011003853A (es) | 2011-10-27 |
| RU2011114109A (ru) | 2012-10-20 |
| AU2011201574B2 (en) | 2013-03-14 |
| BRPI1101503A2 (pt) | 2012-08-21 |
| PL2374861T3 (pl) | 2014-07-31 |
| AR080885A1 (es) | 2012-05-16 |
| EP2374861B1 (en) | 2014-03-05 |
| AU2011201574A1 (en) | 2011-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2471847C2 (ru) | Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва | |
| US9328285B2 (en) | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling | |
| US10822541B2 (en) | Method of using Sophorolipids in well treatment operations | |
| AU2008202070B2 (en) | Apparatus, Compositions, and Methods of Breaking Fracturing Fluids | |
| US6794340B2 (en) | Method for removing drill cuttings from wellbores and drilling fluids | |
| CA2631000C (en) | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids | |
| US6706769B2 (en) | Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids | |
| US9951268B2 (en) | Wellbore servicing materials and methods of making and using same | |
| CA3073386C (en) | Breaker systems for wellbore treatment operations | |
| CA2668561C (en) | Use of anionic surfactants as hydration aid for fracturing fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160505 |