RU2473585C2 - Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу - Google Patents

Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу Download PDF

Info

Publication number
RU2473585C2
RU2473585C2 RU2010150700/03A RU2010150700A RU2473585C2 RU 2473585 C2 RU2473585 C2 RU 2473585C2 RU 2010150700/03 A RU2010150700/03 A RU 2010150700/03A RU 2010150700 A RU2010150700 A RU 2010150700A RU 2473585 C2 RU2473585 C2 RU 2473585C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid
solution
surfactant
cationic surfactant
anionic surfactant
Prior art date
Application number
RU2010150700/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2010150700A (ru
Inventor
Брэдли РИБ
Рональд Кейси ПЛЭСЬЕР
Джон Роланд ДЕЛОРЕЙ
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2010150700A publication Critical patent/RU2010150700A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2473585C2 publication Critical patent/RU2473585C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703—Foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)

Abstract

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. Вязкоупругая жидкость для увеличения производительности углеводородсодержащего пласта содержит анионное поверхностно-активное вещество - ПАВ, катионное ПАВ, гидроксиэтилцеллюлозу и воду, объемное отношение катионного ПАВ в растворе к анионному в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50% об. раствор КПАВ и 40% об. раствор АПАВ). Вспененная или активированная вязкоупругая жидкость для повышения производительности углеводородсодержащего пласта содержит ксилолсульфонат натрия, хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония, гидроксиэтилцеллюлозу, азот или диоксид углерода и воду, содержание внутренней фазы в жидкости составляет от 5 до 63% для активированных жидкостей или от 63 до 96% для вспененных жидкостей. Способ увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, в котором проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанной выше вязкоупругой жидкости. Способ разрыва подземного пласта включает закачивание указанной выше вспененной или активированной вязкоупругой жидкости в пласт при давлении, достаточном для разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение рабочих характеристик жидкостей. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 ил.

Description

Область техники
[0001] Настоящее изобретение относится к вязкоупругим жидкостям, применяемым
при разрыве подземных пластов, и включает вспененные и эмульгированные жидкости, которые характеризуются высокой вязкостью.
Уровень техники
[0002] Подземные пласты нефтяных и газовых скважин часто обрабатывают посредством гидравлического разрыва пластов для увеличения производительности нефти и газа. Разрыв пластов достигается закачиванием жидкостей в буровые скважины нефтяных или газовых скважин под высоким давлением таким образом, что в окружающем пласте образуются трещины и расколы. Жидкости предпочтительно закачивают вместе с расклинивающими наполнителями для того, чтобы сохранить образовавшиеся трещины и расколы в пласте и что таким образом обеспечивает стабильное увеличение проницаемости и потока углеводородов из нефтяных или газовых скважин. Вязкость жидкостей разрыва предпочтительно является достаточно высокой для того, чтобы жидкость могла нести эффективный объем расклинивающего наполнителя. Вязкость жидкости разрыва пропорционально связана с геометрией образующегося разрыва и шириной разрыва таким образом, что более вязкие жидкости приведут к более длинным и широким разрывам.
[0003] Жидкость разрыва, как правило, представляет собой водный гель или углеводородный гель, который содержит полимер. Подобные жидкости, как правило, получают посредством гелеобразования одного или более способного к сшиванию полимера в водной или углеводородной жидкости. В то время как подобные жидкости, как правило, являются эффективными, применение указанных жидкостей, как правило, требует тщательной очистки скважины. Например, в результате применения полимеров часто остается осадок, который образует корки на стенках скважины, которые засоряют скважину. В дополнение, в результате применения полимеров в извлекаемых углеводородах остаются нежелательные следы полимеров, удаление которых может быть дорогостоящим.
[0004] В последнее время больший интерес вызывают жидкости, не содержащие полимер. Применение подобных жидкостей наносит намного меньше урона и удаляются быстрее по сравнению с жидкостями разрыва, которые содержат полимеры. Например, патенты США №№6468945 и 6410489 описывают вязкоэластичные жидкости, содержащие катионные поверхностно-активные вещества и анионные поверхностно-активные вещества, которые могут быть вспенены или эмульгированы. Подобные жидкости проявляют более низкое динамическое поверхностное натяжение, допускают использование переработанной воды и полностью совместимы с жидкостями для обработки, содержащими КСl. В дополнение, подобные жидкости быстро образуют вязкоупругие гели и могут быть смешаны заранее или в ходе гидроразрыва. В дополнение, подобные жидкости являются эффективными при низкой загрузке поверхностно-активного вещества и при подобной низкой загрузке поверхностно-активного вещества легко подвергаются пенообразованию или эмульгируются с применением 50%-96% по объему газообразного или жидкого CO2.
[0005] В то время как подобные жидкости являются подходящими для применения в коллекторах природной нефти или газа, желательно улучшение рабочих характеристик подобных жидкостей, особенно для использования в нетрадиционных сланцевых газе и нефти, угольном метане. Подобные альтернативы могут быть особенно привлекательны при разработке неглубоко залегающих хрупких сланцев, где расходы на воду, доступность и ее утилизацию чрезмерно выросли и стали неприемлемыми с точки зрения безопасности окружающей среды.
Краткое описание изобретения
[0006] Добыча извлекаемых углеводородов из подземных пластов может быть увеличена посредством введения в пласт во время интенсификации добычи водной жидкости, содержащей анионное поверхностно-активное вещество и катионное поверхностно-активное вещество и гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС), для образования разрыва. Водные жидкости, описанные в настоящей патентной заявке, в особенности полезны для обработки резервуаров с низкой проницаемостью, включающих неглубоко залегающие хрупкие сланцы, метан угольных шахт, а также традиционных резервуаров.
[0007] Анионное поверхностно-активное вещество жидкости предпочтительно представляет собой ксилолсульфонат натрия, катионное поверхностно-активное вещество, предпочтительно, представляет собой хлоридную соль четвертичного триалкиламмония, имеющего алкильную группу от C10 до C24 атомов углерода (алкилированную группу). В более предпочтительном варианте реализации, алкильная группа, составляющая алкилированную группу, представляет собой C18-алкил.
[0008] Водная жидкость может быть смешана с от 5% до 96% или более газообразного вспенивающего агента или жидкого CO2 с образованием пены, эмульгированной или активированной жидкости. Подходящие вспенивающие агенты включают азот и диоксид углерода. Гелеобразная жидкость проявляет хорошие вспенивающие характеристики при низкой загрузке, такой как например 2 л/м3, как в случае анионного, так и катионного поверхностно-активных веществ.
Краткое описание Фигур
[0009] Для более полного понимания фигур, на которые ссылаются в подробном описании настоящего изобретения, ниже представлено краткое описание каждой фигуры, где:
[0010] на Фигуре 1 представлен эффект повышенной вязкости при 30°C вязкоупругой жидкости, описанной в настоящей патентной заявке, которая содержит катионное и анионное поверхностно-активное вещество и гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС), по сравнению с аналогичной вязкоупругой жидкостью, которая не содержит НЕС. Фигура 1 также показывает, что существует синергизм между НЕС и вязкоупругой жидкостью и что применение гуара (вместо НЕС) оказывает негативное влияние на вязкость.
[0011] на Фигуре 2 представлены графики вязкости вязкоупругого поверхностно-активного вещества, вспененного азотом, содержащего катионное и анионное поверхностно-активные вещества, с применением и без применения НЕС, при 30°C; и
[0012] на Фигуре 3 представлен график вязкости при 30°C вязкоупругого поверхностно-активного вещества, эмульгированного CO2, которое содержит катионное и анионное поверхностно-активные вещества, с применением и без применения НЕС.
Подробное описание предпочтительных вариантов реализации
[0013] Добавление гидроксиэтилцеллюлозы (НЕС) к водной жидкости разрыва, содержащей анионное поверхностно-активное вещество и катионное поверхностно-активное вещество, улучшает вязкость жидкости в широком диапазоне температур. НЕС предпочтительно представляет собой НЕС высокой молекулярной массы. Как правило, средняя молекулярная масса НЕС полимера находится в пределах от примерно 0,75×106 до примерно 2×106, предпочтительно, от примерно 1,4×106 до примерно 1,6×106, наиболее предпочтительно примерно 1,5×106. Количество НЕС полимера, добавляемого в водную жидкость разрыва, составляет от примерно 0,25 до примерно 5,0 кг/м3. Полученная жидкость по природе является вязкоупругой и мицеллярной.
[0014] Анионное поверхностно-активное вещество предпочтительно представляет собой ксилолсульфонат натрия. Катионное поверхностно-активное вещество, описанное в настоящей патентной заявке, представляет собой, как правило, хлоридную соль четвертичного триалкиламмония, содержащего от C10 до C24 алкильную группу. Алкильная группа, составляющая алкилированную группу, может представлять собой от C10 до C24 алкильную группу, предпочтительно от C12 до C20 алкил. В более предпочтительном варианте реализации, алкильная группа, составляющая алкилированную группу, представляет собой C18 алкил.
[0015] Как правило, применяют водные растворы анионного поверхностно-активного вещества и катионного поверхностно-активного вещества. Отношение объема раствора катионного поверхностно-активного вещества к объему анионного поверхностно-активного вещества зависит от содержания поверхностно-активного вещества в растворе. Как правило, объемное отношение раствора катионного поверхностно-активного вещества к раствору анионного поверхностно-активного вещества составляет, как правило, от 0,5:1 до 10:1, предпочтительно от 1:1 до 2:1 (в расчете на 50% об. раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40% об. раствор анионного поверхностно-активного вещества).
[0016] Поверхностно-активные вещества, как правило, смешивают с водой и перемешивают вместе «в процессе» во время разрыва пласта. Вода выступает в роли внешней фазы жидкости в случае эмульгирования или пенообразования.
[0017] При общей загрузке поверхностно-активного вещества, равной, как максимум, примерно 6%, но, как правило, менее чем 1%, жидкость имеет необходимую вязкость для разрушения и эффективного переноса расклинивающего наполнителя при температурах от примерно 10°C до примерно 100°C.
[0018] В одном из вариантов реализации, раствор катионного поверхностно-активного вещества добавляют в воду в количествах, равных от примерно 2 л/м3 до примерно 30 л/м3, раствор анионного поверхностно-активного вещества добавляют в воду в количествах, равных от примерно 2,0 л/м3 до примерно 30 л/м (в расчете на 50% об. раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40% об. раствор анионного поверхностно-активного вещества).
[0019] Получаемый вязкоупругий гель способен переносить обычные расклинивающие наполнители, такие как песок, песок с покрытием из смолы и спеченный боксит, так же, как и ультралегкие расклинивающие наполнители, обладающие кажущимся удельным весом менее чем примерно 2,45, такие как размельченная или измельченная скорлупа орехов, таких как грецкий орех, кокос, пекан, миндаль, фителефас, бразильский орех и т.д.; размельченная и измельченная оболочка семян (включая косточки плодов) фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.д.; размельченные и измельченные оболочки семян других растений, таких как кукуруза (например, стержни кукурузного початка или зерна кукурузы) и т.д.; переработанные древесные материалы, такие как материалы, полученные из древесины, такой как дуб, гикори, грецкий орех, тополь, красное дерево и т.д., включая древесину, которая была получена посредством измельчения, переработки в щепу или других способов измельчения, переработки и т.д. Также, расклинивающий наполнитель может включать пористые керамические или органические полимерные частицы. Вещество, состоящее из пористых частиц, может быть обработано непористым пропиточным веществом, слоем покрытия или глазированным слоем. Например, вещество, состоящее из пористых частиц, может представлять собой обработанное вещество, состоящее из частиц, как показано в патентной заявке США №20050028979, где (а) кажущийся удельный вес обработанного пористого вещества меньше кажущегося удельного веса пористого вещества, состоящего из частиц; (b) проницаемость обработанного вещества меньше проницаемости пористого вещества, состоящего из частиц; или (с) пористость обработанного вещества меньше пористости пористого вещества, состоящего из частиц. В том случае, если расклинивающей наполнитель присутствует в жидкости для обработки скважин, его содержание составляет, как правило, от примерно 0,5 (60 кг/м3) до примерно 20,0 (2400 кг/м3), предпочтительно от примерно 1 (120 кг/м3) до примерно 12 (1440 кг/м3) фунтов расклинивающего наполнителя на галлон вязкоупругой жидкости.
[0020] При обработке подземных пластов, которые чувствительны к воде (такие как сухой уголь), часто является необходимым минимизировать содержание воды в жидкости для обработки скважин при помощи активации азотом или жидким диоксидом углерода (СO2), образования пены, используя газ, такой как азот, или эмульгирования жидкости с жидким CO2. Как правило, термин «активированный» относится к жидкости, содержащей две фазы, где менее чем 63 объемных процента внутренней фазы это газ или жидкость (например, азот или жидкий CO2). Как правило, термин «вспененный» относится к жидкости, которая содержит более чем 63 объемных процента внутренней фазы, представляющей собой газ или жидкость. Подходящие вспененные жидкости, как правило, обладают содержанием газа в пене, превышающем или равном 70%, предпочтительно до 95% при применении азота и превышающем или равном 70%, предпочтительно до 85% при применении жидкого CO2. Пенообразование жидкости увеличивает вязкость жидкости разрыва и приводит к уменьшению содержания воды без уменьшения объема рабочей жидкости. Также, полагают, что присутствие НЕС в жидкости модифицирует пленку поверхностно-активного вещества на пузырьках или диспергированных каплях в пене и эмульсии, что приводит к увеличенной вязкости пены и эмульсии. Несмотря на то, что в качестве примеров подходящих газа или жидкости, которые могут быть применены в качестве внутренней фазы во вспененной жидкости, описаны азот и жидкий СO2, следует понимать, что согласно настоящему изобретению, в качестве внутренней фазы могут быть применены любые другие известные в данной области техники газы или жидкости.
[0021] В предпочтительном варианте реализации (т.е. на основе 50% об. раствора катионного поверхностно активного вещества и 40% об. раствора анионного поверхностно-активного вещества), загрузка каждого из растворов анионного и катионного поверхностно-активного вещества в загустевшей вспененной, эмульгированной или активированной жидкости составляет примерно 3 л/м3. При таких загрузках вязкость вспененной жидкости составляет по меньшей мере 25 сП при комнатной температуре. Как правило, отношение содержания катионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу во вспененной или эмульгированной жидкости находится в пределах от примерно 1:1 до примерно 2:1, по объему.
[0022] Жидкость может содержать неорганическую соль в качестве стабилизатора для глин, такую как хлорид калия, хлорид холина или хлорид аммония. Однако в большинстве случаев стабилизаторы для глин, вспенивающие агенты, биоциды и другие добавки, как правило, не являются необходимыми.
[0023] Вязкоупругая жидкость, описанная в настоящей заявке, может быть перемешана заранее или перемешанной в течение процесса.
[0024] Жидкость имеет достаточно низкое поверхностное натяжение, равное примерно 30 дин/см2. Низкое поверхностное натяжение жидкости способствует тому, что жидкость быстро вытекает обратно при промывке скважины после проведения гидроразрыва.
[0025] Жидкости, описанные в настоящей заявке, эффективны в качестве жидкостей разрыва в любых типах скважин, включающих скважины высокого давления и низкого давления. Примерами скважин низкого давления, подходящих для применения вязкоупругих жидкостей, предложенных в настоящей заявке, являются скважины низкого давления (от примерно 1 до примерно 100 psi), такие как шахты метана угольных пластов. Подобные скважины могут выделять, а могут и не выделять воду. В скважинах указанного типа пробивают отверстия на уровне многих угольных пластов с различной производительностью в каждой зоне.
[0026] Кроме угольных скважин вязкоупругие жидкости, описанные в настоящей заявке, находят применение, в частности, при обработке малопроницаемых подземных пластов таких, которые содержат главным образом песчаники, известняки, доломиты, сланцы, алевриты и диатомиты, так же, как и уголь. В частности, эти жидкости представляют собой надежную альтернативу для применения в неглубоко залегающих хрупких сланцах, где стоимость воды, ее доступность и утилизация стали особенно дороги и неприемлемы с точки зрения безопасности окружающей среды.
[0027] Следующие примеры иллюстрируют некоторые варианты реализации настоящего изобретения. Другие варианты реализации, находящиеся в пределах объема данного изобретения, определяемого формулой изобретения, будут очевидны специалистам данной области знаний по прочтении описания настоящей патентной заявки. Предполагается, что описание и приведенные примеры описывают только некоторые примеры реализации данного изобретения, при этом существо и объем данного изобретения определяются нижеследующей формулой изобретения.
[0028] Все процентные содержания, представленные в Примерах, означают весовые проценты, за исключением случаев, в которых указано иное.
Примеры
[0029] Примеры 1-4
Предварительно смешанное поверхностно-активное вещество FAC-3W приготовили путем смешивания раствора хлорида четвертичного C18 триметиламмония (40%, также называемого FAC-1W) и раствора ксилолсульфоната натрия (50%) в отношении 1:1 при комнатной температуре в течение пяти минут. К 11 л/м3 FAC-3W добавили дополнительно 1,5 л/м3 FAC-1W. К полученной смеси затем добавили 1 кг/м3 НЕС (Пример 3, Фигура 1) и 1 кг/м3 необработанного гуара (Пример 4, Фигура 1). Водную смесь затем протестировали с использованием гидравлического реометра замкнутого типа, который был оборудован циркуляционным насосом постоянного объема и независимым воздушным насосом. Реометр был дополнительно оборудован стеклом, выдерживающим давление 10000 psi, для наблюдений. Температуру увеличили до 30°C применением нагревательного кожуха. Давление составляло 1000 psi для более точного воспроизведения условий в скважине. Измерения вязкости проводили при заданной скорости сдвига 100 с-1. Результаты представлены на Фигуре 1, где Сравнительный Пример 2 представляет данные для 1 кг/м3 НЕС. Из Фигуры 1 видно, что существует синергизм между жидкостью, содержащей катионные/анионные поверхностно-активные вещества (Пример 1), и аналогичной жидкостью, содержащей НЕС (Пример 3). Между жидкостью и гуаром (Пример 4) синергизм не наблюдался.
[0030] Примеры 5-6.
Жидкость, содержащую FAC-3W и FAC-1W (Пример 1), и жидкость, содержащую НЕС (Пример 3), вспенили азотом до 70-85 об.% азота или жидким CO2 до 70-80 об.%. Затем измеряли реологические свойства жидкости с применением гидравлического реометра замкнутого типа при 30°C, описанного в Примерах выше. Для чтобы получить пену с объемным содержанием газа 70%, 95 мл жидкости поместили в реометр, который обладал объемом 312 мл. Оставшийся объем заполнили 70% об. газообразного N2 или 70% об. жидкого CO2. После добавления N2 или CO2 жидкость в циркуляционной петле вспенили/эмульгировали посредством пропускания жидкости через насадку и повышения температуры применением нагревательного кожуха. Для более точного воспроизведения условий скважины давление составляло 1000 psi. Измерение вязкости проводили при заданной скорости сдвига 100 с-1. Результаты представлены на Фигуре 2 для азота и Фигуре 3 для СO2. На Фигуре 2 показано, что добавление 1 кг/м3 НЕС увеличивает вязкость пены на от 40% до 67% в зависимости от относительного содержания азота. На Фигуре 3 показано, что добавление 1 кг/м3 НЕС увеличивает вязкость эмульсии на от 30% до 77% в зависимости от относительного содержания СО2. Также добавление 1 кг/м3 НЕС увеличило вязкость исходного геля на 21%.
[0031] Исходя из вышеописанного, очевидно, что могут быть произведены различные варианты и модификации данного изобретения, не выходя за пределы существа и объема настоящего изобретения.

Claims (21)

1. Вязкоупругая жидкость для увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, содержащая:
(a) анионное поверхностно-активное вещество;
(b) катионное поверхностно-активное вещество;
(c) гидроксиэтилцеллюлозу; и
(d) воду,
при этом объемное отношение катионного поверхностно-активного вещества в растворе к анионному поверхностно-активному веществу в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40 об.% раствор анионного поверхностно-активного вещества).
2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что анионное поверхностно-активное вещество представляет собой ксилолсульфонат натрия.
3. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония.
4. Жидкость по п.2, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония.
5. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что объемное отношение раствора катионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу составляет от 1:1 до 2:1, в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40 об.% раствор анионного поверхностно-активного вещества.
6. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что содержание катионного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от 2 л/м3 до 50 л/м3, а содержание анионного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от 2,0 л/м3 до 30 л/м3.
7. Жидкость по п.6, отличающаяся тем, что анионное поверхностно-активное вещество представляет собой ксилолсульфонат натрия, катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония.
8. Жидкость по п.1, дополнительно содержащая расклинивающий наполнитель.
9. Вязкоэластичная жидкость по п.1, дополнительно содержащая газ или газообразную жидкость.
10. Жидкость по п.1, дополнительно содержащая газообразный вспенивающий агент.
11. Жидкость по п.5, отличающаяся тем, что жидкость дополнительно содержит газообразный вспенивающий агент, причем при общем содержании растворов поверхностно-активных веществ до 6 об.%, жидкость имеет вязкость, подходящую для применения в качестве жидкости разрыва в интервале температур от 10°С до 100°С.
12. Жидкость по п.10, отличающаяся тем, что вспенивающий агент представляет собой азот или жидкий СО2 и присутствует в количествах по объему от 63% до более чем 96%.
13. Жидкость по любому из пп.1-12, отличающаяся тем, что указанная жидкость получена путем добавления гидроксиэтилцеллюлозы в водную жидкость, содержащую анионное поверхностно-активное вещество и катионное поверхностно-активное вещество.
14. Вспененная или активированная вязкоупругая жидкость для повышения производительности углеводородсодержащего пласта, содержащая:
(a) ксилолсульфонат натрия;
(b) хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония;
(c) гидроксиэтилцеллюлозу;
(d) азот или диоксид углерода; и
(e)воду,
при этом содержание внутренней фазы во вспененной или активированной вязкоупругой жидкости составляет от 5 до 63% для активированных жидкостей или от 63% и до 96% для вспененных жидкостей.
15. Жидкость по п.14, отличающаяся тем, что объемное отношение катионного поверхностно-активного вещества в растворе к анионному поверхностно-активному веществу в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40 об.% анионного поверхностно-активного вещества).
16. Жидкость по п.14, дополнительно содержащая расклинивающий наполнитель.
17. Жидкость по п.14, отличающаяся тем, что содержание катионного поверхностно-активного вещества в жидкости (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества) составляет от 2 л/м3 до 50 л/м3.
18. Способ увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, в котором проходит скважина, включающий закачивание в скважину вязкоупругой жидкости по п.1.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что скважина представляет собой скважину для добычи метана из угольного пласта.
20. Способ разрыва подземного пласта, который включает закачивание вязкоупругой жидкости по п.14 в пласт при давлении, достаточном для разрыва пласта.
21. Способ по п.20, отличающийся тем, что углеводородсодержащий пласт представляет собой песчаники, уголь, сланцы, известняки, доломиты, алевриты или диатомиты.
RU2010150700/03A 2009-12-11 2010-12-13 Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу RU2473585C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2,688,202 2009-12-11
CA2688202A CA2688202C (en) 2009-12-11 2009-12-11 Viscoelastic fluids containing hydroxyethyl cellulose

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010150700A RU2010150700A (ru) 2012-06-20
RU2473585C2 true RU2473585C2 (ru) 2013-01-27

Family

ID=43536605

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010150700/03A RU2473585C2 (ru) 2009-12-11 2010-12-13 Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20110143970A1 (ru)
EP (1) EP2333027A1 (ru)
AR (1) AR079359A1 (ru)
AU (1) AU2010249292B2 (ru)
BR (1) BRPI1010441A2 (ru)
CA (1) CA2688202C (ru)
RU (1) RU2473585C2 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8691734B2 (en) 2008-01-28 2014-04-08 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing with phenothiazine stabilizer
US10202541B2 (en) 2014-08-28 2019-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluid and method of use
US20180230362A1 (en) * 2015-10-22 2018-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use
CN107808068A (zh) * 2017-10-25 2018-03-16 中国石油化工股份有限公司 一种用于致密砂岩气藏高产富集评价的方法
CN111234432B (zh) * 2020-02-18 2021-03-26 四川大学 基于聚合物的co2响应性黏弹性流体及其制备方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA001760B1 (ru) * 1997-02-11 2001-08-27 Лаборатуар Де Продюи Этик Этифарм Микрокапсулы, содержащие цис-платину
US6410489B1 (en) * 1998-12-31 2002-06-25 Bj Services Company Canada Foam-fluid for fracturing subterranean formations
US6468945B1 (en) * 1998-12-31 2002-10-22 Bj Services Company Canada Fluids for fracturing subterranean formations
US20030008781A1 (en) * 1999-12-29 2003-01-09 Gupta D.V. Satyanaryana Method for fracturing subterranean formations
US20030207768A1 (en) * 2000-02-25 2003-11-06 England Kevin W Foaming agents for use in coal seam reservoirs
RU2368769C2 (ru) * 2007-10-17 2009-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") Способ обработки призабойной зоны пласта

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5229017A (en) * 1990-03-01 1993-07-20 Dowell Schlumberger Incorporated Method of enhancing methane production from coal seams by dewatering
US6435277B1 (en) * 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
US20050028979A1 (en) 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
US6488091B1 (en) * 2001-06-11 2002-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods
US7152675B2 (en) * 2003-11-26 2006-12-26 The Curators Of The University Of Missouri Subterranean hydrogen storage process
US20050247447A1 (en) * 2004-05-10 2005-11-10 Spring Roger L Angled perforating device for well completions
US7244694B2 (en) * 2004-09-02 2007-07-17 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses
US20060272816A1 (en) * 2005-06-02 2006-12-07 Willberg Dean M Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition
US7699106B2 (en) * 2007-02-13 2010-04-20 Bj Services Company Method for reducing fluid loss during hydraulic fracturing or sand control treatment
US7913762B2 (en) * 2008-07-25 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using ultra lightweight proppant suspensions and gaseous streams
US8205675B2 (en) * 2008-10-09 2012-06-26 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing fracture conductivity

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA001760B1 (ru) * 1997-02-11 2001-08-27 Лаборатуар Де Продюи Этик Этифарм Микрокапсулы, содержащие цис-платину
US6410489B1 (en) * 1998-12-31 2002-06-25 Bj Services Company Canada Foam-fluid for fracturing subterranean formations
US6468945B1 (en) * 1998-12-31 2002-10-22 Bj Services Company Canada Fluids for fracturing subterranean formations
CA2257697C (en) * 1998-12-31 2003-05-20 Fracmaster Ltd. Foam-fluid for fracturing subterranean formations
US20030008781A1 (en) * 1999-12-29 2003-01-09 Gupta D.V. Satyanaryana Method for fracturing subterranean formations
US20030207768A1 (en) * 2000-02-25 2003-11-06 England Kevin W Foaming agents for use in coal seam reservoirs
RU2368769C2 (ru) * 2007-10-17 2009-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") Способ обработки призабойной зоны пласта

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГИМАТУДИНОВ Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.9, 19, 20. *

Also Published As

Publication number Publication date
AU2010249292B2 (en) 2013-09-26
CA2688202C (en) 2012-11-13
AR079359A1 (es) 2012-01-18
AU2010249292A1 (en) 2011-06-30
BRPI1010441A2 (pt) 2013-01-22
RU2010150700A (ru) 2012-06-20
US20110143970A1 (en) 2011-06-16
EP2333027A1 (en) 2011-06-15
CA2688202A1 (en) 2011-06-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10640700B2 (en) High temperature crosslinked fracturing fluids
US8387699B2 (en) Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use
US9388335B2 (en) Pickering emulsion treatment fluid
CA2671204C (en) Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use
US20140262265A1 (en) Well stimulation with gas hydrates
DK2501776T3 (en) Visco elastic fluid BASED ON SURFACE ACTIVE AND METHODS OF USING THE SAME
RU2473585C2 (ru) Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу
Gupta Unconventional fracturing fluids: what, where and why
US20150129213A1 (en) Methods of treating subterranean formations with fluids comprising proppant containing particle
US20100044048A1 (en) Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use
WO2016040750A1 (en) Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor
US20160340573A1 (en) System and methodology for well treatment
US20170044418A1 (en) High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids
Gomaa et al. Viscoelastic behavior and proppant transport properties of a new associative polymer-based fracturing fluid
US20060131021A1 (en) Method and composition for treating a subterranean formation with splittable foams
US9359544B2 (en) Composition and method for treating subterranean formation
RU2664987C2 (ru) Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе
Clark Use of fluorochemical surfactants in nonaqueous stimulation fluids
EP2812410B1 (en) Method of fracturing using ultra lightweight proppant suspensions and gaseous streams
Mohammed Development of a New Fracturing Fluid System for Tight Reservoirs

Legal Events

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

Effective date: 20191214