RU2609040C2 - Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды - Google Patents
Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2609040C2 RU2609040C2 RU2013153339A RU2013153339A RU2609040C2 RU 2609040 C2 RU2609040 C2 RU 2609040C2 RU 2013153339 A RU2013153339 A RU 2013153339A RU 2013153339 A RU2013153339 A RU 2013153339A RU 2609040 C2 RU2609040 C2 RU 2609040C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ppb
- less
- oily
- benzene
- xylene
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 116
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 105
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 95
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 58
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims abstract description 48
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 36
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims abstract description 19
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- -1 alkali metal borate Chemical class 0.000 claims description 26
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 claims description 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 17
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 13
- URLKBWYHVLBVBO-UHFFFAOYSA-N Para-Xylene Chemical group CC1=CC=C(C)C=C1 URLKBWYHVLBVBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- IVSZLXZYQVIEFR-UHFFFAOYSA-N m-xylene Chemical compound CC1=CC=CC(C)=C1 IVSZLXZYQVIEFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910021540 colemanite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910021539 ulexite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 6
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 6
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229940063013 borate ion Drugs 0.000 claims description 5
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims description 5
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 claims description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 4
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims description 3
- VNSBYDPZHCQWNB-UHFFFAOYSA-N calcium;aluminum;dioxido(oxo)silane;sodium;hydrate Chemical compound O.[Na].[Al].[Ca+2].[O-][Si]([O-])=O VNSBYDPZHCQWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 claims description 3
- 229910052615 phyllosilicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229940078552 o-xylene Drugs 0.000 claims 3
- 229910011255 B2O3 Inorganic materials 0.000 claims 2
- 125000005619 boric acid group Chemical group 0.000 claims 2
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910000273 nontronite Inorganic materials 0.000 claims 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 150000002884 o-xylenes Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 150000002938 p-xylenes Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 27
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 11
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 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 7
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 7
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 7
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 7
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 6
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 5
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 4
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 4
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000036541 health Effects 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 3
- FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-trimethylbenzene Chemical compound CC1=CC=CC(C)=C1C FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWHJZXXIDMPWGX-UHFFFAOYSA-N 1,2,4-trimethylbenzene Chemical compound CC1=CC=C(C)C(C)=C1 GWHJZXXIDMPWGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AUHZEENZYGFFBQ-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-trimethylbenzene Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C)=C1 AUHZEENZYGFFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JRLPEMVDPFPYPJ-UHFFFAOYSA-N 1-ethyl-4-methylbenzene Chemical compound CCC1=CC=C(C)C=C1 JRLPEMVDPFPYPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DRWYRROCDFQZQF-UHFFFAOYSA-N 2-methylpenta-1,4-diene Chemical class CC(=C)CC=C DRWYRROCDFQZQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical group N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 125000003282 alkyl amino group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001638 boron Chemical class 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000010227 cup method (microbiological evaluation) Methods 0.000 description 2
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 2
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 231100000647 material safety data sheet Toxicity 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- ODLMAHJVESYWTB-UHFFFAOYSA-N propylbenzene Chemical compound CCCC1=CC=CC=C1 ODLMAHJVESYWTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 2
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- APPOKADJQUIAHP-GGWOSOGESA-N (2e,4e)-hexa-2,4-diene Chemical class C\C=C\C=C\C APPOKADJQUIAHP-GGWOSOGESA-N 0.000 description 1
- BOGRNZQRTNVZCZ-AATRIKPKSA-N (3e)-3-methylpenta-1,3-diene Chemical class C\C=C(/C)C=C BOGRNZQRTNVZCZ-AATRIKPKSA-N 0.000 description 1
- AFVDZBIIBXWASR-AATRIKPKSA-N (E)-1,3,5-hexatriene Chemical class C=C\C=C\C=C AFVDZBIIBXWASR-AATRIKPKSA-N 0.000 description 1
- PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N (E)-1,3-pentadiene Chemical class C\C=C\C=C PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N 0.000 description 1
- LGAQJENWWYGFSN-PLNGDYQASA-N (z)-4-methylpent-2-ene Chemical class C\C=C/C(C)C LGAQJENWWYGFSN-PLNGDYQASA-N 0.000 description 1
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-Butene Chemical class CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LIKMAJRDDDTEIG-UHFFFAOYSA-N 1-hexene Chemical class CCCCC=C LIKMAJRDDDTEIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OWWIWYDDISJUMY-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylbut-1-ene Chemical class CC(C)C(C)=C OWWIWYDDISJUMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGLLSSPDPJPLOR-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylbut-2-ene Chemical class CC(C)=C(C)C WGLLSSPDPJPLOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SDJHPPZKZZWAKF-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylbuta-1,3-diene Chemical class CC(=C)C(C)=C SDJHPPZKZZWAKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 2,4-D Chemical compound OC(=O)COC1=CC=C(Cl)C=C1Cl OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AMRBZKOCOOPYNY-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[(z)-octadec-9-enyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O AMRBZKOCOOPYNY-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 1
- WWUVJRULCWHUSA-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-pentene Chemical class CCCC(C)=C WWUVJRULCWHUSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MHNNAWXXUZQSNM-UHFFFAOYSA-N 2-methylbut-1-ene Chemical class CCC(C)=C MHNNAWXXUZQSNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BKOOMYPCSUNDGP-UHFFFAOYSA-N 2-methylbut-2-ene Chemical class CC=C(C)C BKOOMYPCSUNDGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JMMZCWZIJXAGKW-UHFFFAOYSA-N 2-methylpent-2-ene Chemical class CCC=C(C)C JMMZCWZIJXAGKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RCJMVGJKROQDCB-UHFFFAOYSA-N 2-methylpenta-1,3-diene Chemical class CC=CC(C)=C RCJMVGJKROQDCB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PKXHXOTZMFCXSH-UHFFFAOYSA-N 3,3-dimethylbut-1-ene Chemical class CC(C)(C)C=C PKXHXOTZMFCXSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQDPJFUHLCOCRG-UHFFFAOYSA-N 3-hexene Chemical class CCC=CCC ZQDPJFUHLCOCRG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YHQXBTXEYZIYOV-UHFFFAOYSA-N 3-methylbut-1-ene Chemical class CC(C)C=C YHQXBTXEYZIYOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IGLWCQMNTGCUBB-UHFFFAOYSA-N 3-methylidenepent-1-ene Chemical class CCC(=C)C=C IGLWCQMNTGCUBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYKZRKKEYSRDNF-UHFFFAOYSA-N 3-methylidenepentane Chemical class CCC(=C)CC RYKZRKKEYSRDNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LDTAOIUHUHHCMU-UHFFFAOYSA-N 3-methylpent-1-ene Chemical class CCC(C)C=C LDTAOIUHUHHCMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BEQGRRJLJLVQAQ-UHFFFAOYSA-N 3-methylpent-2-ene Chemical class CCC(C)=CC BEQGRRJLJLVQAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKQUUYYDRTYXAP-UHFFFAOYSA-N 3-methylpenta-1,4-diene Chemical class C=CC(C)C=C IKQUUYYDRTYXAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSSSPWUEQFSQQG-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-1-pentene Chemical class CC(C)CC=C WSSSPWUEQFSQQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CJSBUWDGPXGFGA-UHFFFAOYSA-N 4-methylpenta-1,3-diene Chemical class CC(C)=CC=C CJSBUWDGPXGFGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical class C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010007269 Carcinogenicity Diseases 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical group C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 101001024616 Homo sapiens Neuroblastoma breakpoint family member 9 Proteins 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical class CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 102100037013 Neuroblastoma breakpoint family member 9 Human genes 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N Propene Chemical class CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000004584 Tamarindus indica Species 0.000 description 1
- 235000004298 Tamarindus indica Nutrition 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Polymers 0.000 description 1
- 238000004847 absorption spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000305 astragalus gummifer gum Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N but-2-ene Chemical class CC=CC IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 231100000260 carcinogenicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000007670 carcinogenicity Effects 0.000 description 1
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 1
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 150000001941 cyclopentenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000002384 drinking water standard Substances 0.000 description 1
- 238000004710 electron pair approximation Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008169 grapeseed oil Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- RYPKRALMXUUNKS-UHFFFAOYSA-N hex-2-ene Chemical class CCCC=CC RYPKRALMXUUNKS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical class C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000003 human carcinogen Toxicity 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000002085 irritant Substances 0.000 description 1
- 231100000021 irritant Toxicity 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229940094506 lauryl betaine Drugs 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- DVEKCXOJTLDBFE-UHFFFAOYSA-N n-dodecyl-n,n-dimethylglycinate Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O DVEKCXOJTLDBFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003533 narcotic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000025 natural resin Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Chemical group 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- QMMOXUPEWRXHJS-UHFFFAOYSA-N pent-2-ene Chemical class CCC=CC QMMOXUPEWRXHJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYZLKGVUSQXAMU-UHFFFAOYSA-N penta-1,4-diene Chemical class C=CCC=C QYZLKGVUSQXAMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWAKXRMUMFPDSH-UHFFFAOYSA-N pentene Chemical class CCCC=C YWAKXRMUMFPDSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002957 persistent organic pollutant Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005180 public health Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M sodium;dodecane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCS([O-])(=O)=O DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002910 solid waste Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 102000055501 telomere Human genes 0.000 description 1
- 108091035539 telomere Proteins 0.000 description 1
- 210000003411 telomere Anatomy 0.000 description 1
- YTZKOQUCBOVLHL-UHFFFAOYSA-N tert-butylbenzene Chemical class CC(C)(C)C1=CC=CC=C1 YTZKOQUCBOVLHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011345 viscous material Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/68—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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
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)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Маслянистая сшивающая жидкая композиция для подземного обслуживания скважин, содержащая: маслянистую жидкость, представляющую собой гидроочищенный углеводород, борсодержащий сшивающий агент с диапазоном растворимости в воде от 0,1 кг/м3 до 10 кг/м3 при 22°C и суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, где маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение безопасности при сохранении полезности используемых углеводородных композиций при эксплуатации месторождений. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.
Description
[0001] Область техники. Изобретение, описанное и предложенное в настоящей заявке, в целом относится к водным жидкостям для бурения и обслуживания скважин (таким как жидкости для гидроразрыва). В частности, настоящее изобретение относится к флюидизированным суспензиям на основе углеводородов, содержащим сшивающие агенты, при этом указанные текучие среды характеризуются необнаруживаемыми уровнями бензола, толуола, этилбензола и ксилола (ВТЕХ).
[0002] Описание уровня техники.
[0003] Бензол, толуол, этилбензол и изомеры ксилола, обобщенно называемые ВТЕХ, представляют собой наиболее распространенные ароматические соединения в нефти (количество ВТЕХ может доходить до нескольких процентов от общей массы некоторых сырых нефтей) и являются преобладающими органическими загрязняющими веществами в грунтовых водах, почве, осадочных породах и водоносных слоях. Особую озабоченность вызывает бензол и родственные алкилбензолы вследствие их токсичности и канцерогенности. Общественность и контролирующие органы государственных учреждений проявляли повышенное беспокойство в отношении здоровья и безопасности населения и потенциальных вредных эффектов токсичных материалов, содержащихся в воде и воздухе. Имеются особые опасения в отношении негативного воздействия бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (n-; м- и о-ксилолы) в качестве загрязняющих веществ, присутствующих в грунтовых водах, почве, осадочных породах и водоносных слоях.
[0004] Как известно, ароматические соединения углеводородов (с общей химической формулой CnH2n-6), часто называемые бензольным рядом, являются химически активными. Указанные ароматические соединения могут образовывать либо продукты присоединения, либо продукты замещения, в зависимости от условий реакции и реакционной среды. Только несколько видов нефти содержат больше чем следовое количество низкокипящих ароматических соединений, таких как бензол и толуол. Ароматический ряд углеводородов как химически, так и физически очень отличается от парафинов и нафтенов, обнаруженных в нефти и углеводородах, извлекаемых из многих подземных месторождений. Например, ароматическое соединение содержит бензольное кольцо, которое является ненасыщенным, но которое очень устойчиво и, таким образом, часто ведет себя как насыщенное соединение. C6-C8 ароматические соединения (бензол, толуол, этилбензол и м-, о- и n-ксилолы) являются наибольшими по объему ароматическими соединениями, применяемыми в нефтехимической промышленности, при наибольшем спросе в отношении бензола. Продукт, получаемый в результате каталитического реформинга, содержит все из указанных ароматических соединений и его отделяют с получением чистых компонентов путем комбинирования экстракции растворителем, дистилляции и кристаллизации.
[0005] Кроме того, вследствие гораздо большего спроса на бензол, избыток толуола и ксилола, превышающий потребности рынка, можно превратить в бензол с помощью гидродеалкилирования. В настоящих способах разделения, направленных на извлечение ароматических соединений из углеводородных потоков, используют экстракцию растворителем жидкость-жидкость для отделения ароматической фракции от других углеводородов; в большинстве процессов, применяемых на нефтеперегонных заводах США, в качестве экстрагирующего растворителя применяют полигликоли или сульфолан. Однако большинство из указанных процессов не позволяет удалить из углеводородных потоков все соединения ВТЕХ и, таким образом, при применении таких загрязненных углеводородов в процессах извлечения сжиженных нефтепродуктов, указанные загрязнители поступают в окружающую среду. "ВТЕХ" представляет собой собирательный термин, применяемый в промышленности для обозначения таких летучих органических соединений, как бензол, толуол, этилбензол и ксилолы (м-, о- и n-ксилол по отдельности и включительно), и является компонентом бензина и других многочисленных нефтепродуктов. Как описано выше, соединения ВТЕХ являются летучими и сравнительно растворимыми в воде. Научно-исследовательский институт газа (GRI) сообщил об опасности для здоровья группы ВТЕХ, классифицируя толуол, этилбензол и ксилол как раздражающие вещества с наркотическим воздействием. Бензол проявляет все указанные эффекты, являясь, кроме того, человеческим канцерогеном, что делает его токсичным при вдыхании или попадании внутрь организма, например, через загрязненные грунтовые воды.
[0006] В целях решения проблем загрязнения указанными ВТЕХ и минимизации поступления таких соединений в грунтовые воды были установлены различные пороговые концентрации присутствия загрязняющих веществ ВТЕХ. Агентство по охране окружающей среды США (ЕРА) установило Федеральные нормативы качества питьевой воды, составляющий: (i) бензол - 5 ppb (г/л); (ii) толуол - 1000 ppb (мкг/л); (iii) этилбензол - 700 ppb (мкг/л); и, (iv) ксилол - 10000 в сумме ppb (мкг/л). Другие частные и государственные организации активно разрабатывают нормативы для указанных ВТЕХ компонентов. Типичные пороговые концентрации для загрязнения ВТЕХ были установлены в нескольких источниках, в том числе в Chemical Abstract Services Registry service, Queensland Public Health Regulation, Australian Drinking Water Guidelines, стандартах питьевой воды Всемирной организации здравоохранения (ВОЗ) и в Australian and New Zealand Environment Conservation Council Environmental Protection Guidelines, и показаны на фиг. 1 (информация основана на данных, опубликованных Leusch, F. и Bartkow, M., "A Short Primer on Benzene, Toluene, Ethylbenzene, and Xylenes (ВТЕХ) в Environment and in Hydraulic Fracturing Fluids", Smart Water Research Centre, November 17, 2010).
[0007] Изобретение, описанное и рассмотренное в настоящей заявке, относится к композициям со сшивающими добавками на основе углеводородов, предназначенным для применения в жидкостях для обработки скважины и буровых растворах, применяемых для извлечения углеводородов, при этом указанные жидкости можно получить таким образом, что они будут содержать по существу низкие или необнаруживаемые уровни одного или более, предпочтительно всех, ароматических загрязняющих веществ, включающих бензол, толуол, этилбензол и изомеры ксилола (ВТЕХ), в самих жидкостях с тем, чтобы соответствовать все более и более строгим стандартам, установленным для приемлемых уровней указанных соединений в окружающей среде, при одновременном сохранении полезности маслянистых (на основе углеводородов) композиций со сшивающими жидкими добавками при эксплуатации месторождений экономически эффективным способом.
[0008] КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0009] Задачи, описанные выше, и другие преимущества и особенности настоящего изобретения включены в заявку, изложенную в настоящем документе, и в прилагаемые чертежи, связанные со способами, композициями и системами для обработки подземных пластов.
[0010] Новая особенность настоящего изобретения состоит в том, что композиции со сшивающими добавками на основе углеводородов можно получить таким образом, что они содержат по существу низкие или необнаруживаемые уровни бензола, толуола, этилбензола и ксилола (включая м-, о- и n-изомеры ксилола) с тем, чтобы соответствовать различным нормативным стандартам, которые определены, например, в методе испытаний ЕРА SW 8260 или эквивалентном документе.
[0011] Согласно первому аспекту настоящего изобретения описан способ обработки подземного пласта, включающий получение текучей среды, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, гелеобразующий агент, поверхностно-активное вещество и сшивающий агент, при этом в гелеобразующем агенте образуется по меньшей мере одна поперечная связь; и введение указанной текучей среды в буровую скважину, вскрывающую подземный пласт, при этом указанная текучая среда содержит необнаруживаемый уровень ВТЕХ по результатам измерений помощью газовой хроматографии/масс-спектроскопии.
[0012] Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения описана маслянистая сшивающая текучая среда, содержащая маслянистую жидкость; гелеобразующий агент; сшивающий агент; и суспендирующий агент, при этом указанная сшивающая текучая среда содержит необнаруживаемый уровень ВТЕХ по результатам измерений с помощью газовой хроматографии/масс-спектроскопии. Кроме того, в соответствии с этим аспектом настоящего изобретения текучая среда дополнительно содержит одно или более веществ, выбранных из дефлокулянта, поверхностно-активного вещества и/или добавки, препятствующей синерезису.
[0013] Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения описана маслянистая сшивающая текучая среда, при этом указанная среда содержит маслянистую жидкость; гелеобразующий агент; сшивающий агент; и суспендирующий агент, причем указанная текучая среда содержит от примерно 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от примерно 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от примерно 0 ppb до менее примерно 700 ppb этилбензола и от примерно 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260 или другого, подходящего метода испытаний, такого как метод испытаний на основе ГХ/МС. Кроме того, в соответствии с этим аспектом настоящего изобретения текучая среда содержит от примерно 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от примерно 0 ppb до менее 800 ppb толуола, от примерно 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от примерно 0 ppb до менее 600 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Согласно еще одному варианту реализации этого аспекта текучая среда содержит от примерно 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от примерно 0 ppb до менее 700 ppb толуола, от примерно 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от примерно 0 ppb до менее 500 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.
[0014] Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения описана жидкость для гидроразрыва подземного пласта, полученная по способу, включающему стадии: (а) обеспечения водного сборника гидратированной полимерной смолы, способной к комплексообразованию с ионом бората в жидкости; (b) добавления в указанный сборник сшивающей текучей среды, содержащей: (i) маслянистую жидкость; (ii) гелеобразующий агент, способный к комплексообразованию с ионом бората; (iii) борсодержащий сшивающий агент; и (iv) суспендирующий агент, при этом сшивающая текучая среда содержит необнаруживаемый уровень ВТЕХ по результатам измерений с помощью газовой хроматографии/масс-спектроскопии, и (с) закачивания водной смеси гидратированной смолы и ингредиентов, добавленных на стадии (b) в ствол скважины в подземный пласт при давлениях разрыва; (d) сшивания гидратированной смолы с ионами бората, высвобождаемыми желатинизированными комплексами бора, при этом каждый из множества комплексов бора высвобождает по меньшей мере один ион бората, сшивающий смолу в условиях подземного пласта, причем температура подземного пласта составляет от примерно 100°F до более чем 200°F. Кроме того, в соответствии с указанным аспектом настоящего изобретения текучая среда дополнительно содержит расклинивающий наполнитель, агент обрыва цепи или и тот и другой компоненты.
[0015] КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖА
[0016] Следующий чертеж является частью описания настоящего изобретения и включен для дополнительной демонстрации некоторых его аспектов. Настоящее изобретение может быть лучше понято со ссылкой на чертеж в сочетании с подробным описанием специфических вариантов реализации изобретения, представленных в настоящей заявке.
[0017] На фиг. 1 приведена таблица, в которой показаны типичные нормативы качества воды для бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (обобщено, ВТЕХ).
[0018] Хотя изобретение, описанное в настоящей заявке, допускает различные модификации и альтернативные формы, только несколько специфических вариантов реализации изобретения были показаны на чертеже в качестве примера и подробно описаны ниже. Чертеж и подробное описание указанных конкретных вариантов реализации изобретения не предназначены для ограничения каким бы то ни было образом, охвата или объема идей изобретения или прилагаемой формулы изобретения. Скорее, чертеж и подробное письменное описание приведены для того, чтобы продемонстрировать идеи изобретения специалисту в данной области техники и помочь такому специалисту реализовать и использовать идеи, предложенные в настоящем изобретении.
[0019] ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0020] Чертежи, описанные выше, и письменное описание специфических структур и функций, приведенное ниже, не подразумевают ограничения объема, который был заявлен Заявителями, или объема прилагаемой формулы изобретения. Скорее, чертежи и письменное описание приведены для обучения любого специалиста в данной области техники реализации и применению изобретения, для которого запрашивается патентная охрана. Таким специалистам в данной области техники будет понятно, что ради наглядности и понимания не все особенности промышленного варианта реализации изобретения описаны или показаны. Специалисты в данной области техники также поймут, что разработка действующего промышленного варианта реализации изобретения, включающего аспекты настоящего изобретения, потребует многочисленных конкретных решений по воплощению изобретения для достижения конечной цели разработчика в отношении промышленного варианта реализации. Такие конкретные решения по воплощению изобретения могут включать и, вероятно, не ограничиваются ими, соблюдение ограничений, связанных с системой, бизнесом, правительством и других ограничений, которые могут меняться в зависимости от конкретного воплощения, местоположения и время от времени. Хотя деятельность разработчика может быть сложной и трудоемкой в широком понимании, тем не менее, такие усилия являются обычным делом для специалистов в данной области техники, получающих преимущество настоящего изобретения. Следует понимать, что изобретение, описанное и рассмотренное в настоящей заявке, допускает многочисленные и различные модификации и альтернативные формы. В заключение, подразумевают, что применение термина в единственном числе, например, но не ограничиваясь им, "один", не ограничивает количество указанных предметов. Кроме того, родственные термины, такие как, но не ограничиваясь ими, "вверх", "вниз", "левый", "правый", "верхний", "нижний", "ниже", "выше", "боковой" и т.п. используют в письменном описании для наглядности с конкретной ссылкой на чертежи и не подразумевают ограничить объем изобретения или прилагаемой формулы изобретения.
[0021] Заявители разработали композиции, которые включают композицию со сшивающей добавкой на основе углеводородов, содержащую низкие или необнаруживаемые уровни ВТЕХ или ВТЕХ и алкилзамещенных бензольных компонентов, таких как C2- и С3-бензолы (как определено с применением протоколов типовых испытаний), в жидкостях для обработки скважин и способы получения таких композиций, а также применение указанных композиций в различных подземных операциях по обработке буровых скважин.
[0022] Настоящее изобретение также включает способ получения и применения жидкости для поддержки грунта, содержащей сшивающие добавки на основе углеводородов, которые демонстрируют низкие или необнаруживаемые уровни ВТЕХ по результатам измерений с применением аналитических методов газовой хроматографии/масс-спектроскопии и/или установленных аналитических стандартов. Указанные способы можно применять при различных подземных операциях по извлечению сжиженных нефтепродуктов, включая операции разрыва и гидравлического разрыва пласта, при этом жидкость для поддержки грунта применяют в вертикальных, угловых или горизонтальных стволах скважины.
[0023] В соответствии с аспектами настоящего изобретения сшивающие добавки на основе углеводородов согласно настоящему изобретению, содержащие маленькие или необнаруживаемые уровни (измеренные с применением ГХ/МС) одного или более и, предпочтительно, по меньшей мере трех ароматических загрязняющих веществ, выбранных из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (обобщено ВТЕХ), содержат маслянистую жидкость, суспендирующий агент, поверхностно-активное вещество и сшивающий агент на основе бора, такой как бура, борная кислота, или труднорастворимый борат, или их комбинации, суспендированные в маслянистой жидкости. Сшивающая композиция с добавками может также содержать дефлокулянт и/или добавку, препятствующую синерезису.
[0024] Применяемый в настоящей заявке термин "ароматические загрязняющие вещества" включает ВТЕХ, а также ароматические алкилбензольные соединения или смеси таких соединений, при этом алкильная группа содержит от С1 до С7. Кроме того, согласно аспектам настоящего изобретения ароматические загрязняющие вещества могут также включать ВТЕХ + С2-бензолы и/или ВТЕХ + С3-бензолы и/или С10Н14 соединения трет-бутилбензола. С2-бензолы в целом относятся к сумме всех C8H10 изомеров (например, 1,2-диметилбензолу, 1,3-диметилбензолу, 1,4-диметилбензолу и т.п.), хотя сумму всех C9H12 изомеров изображают в виде С3-бензола (например, 1,2,3-триметилбензол, н-пропилбензол, 4-этилтолуол, 1,3,5-триметилбензол (1,3,5-ТМВ), 1,2,4-триметилбензол).
[0025] Маслянистая текучая среда согласно настоящему изобретению представляет собой жидкость и, более предпочтительно, представляет собой природную нефть на основе углеводородов или синтетическую нефть и, более предпочтительно, маслянистую жидкость выбирают из группы, включающей, но не ограниченной ими, маслянистые жидкости с высокой температурой вспышки и/или высокой температурой кипения. Температура кипения относится к температуре, при которой вещество изменяет состояние от жидкости к газу по всему объему жидкости. Применяемое в настоящей заявке выражение "высокая температура кипения" относится к маслянистым текучим средам, в частности к нефтяным дистиллятам, кипящим в диапазоне от примерно 50°С до примерно 370°С включительно, более предпочтительно - к нефтяным дистиллятам, кипящим в диапазоне от примерно 70°С до примерно 200°С включительно. Температура вспышки относится к способности летучего материала вызывать пожары, например представляет собой самую низкую температуру, при которой материал может испаряться с образованием в воздухе возгорающейся смеси. Высокая температура вспышки маслянистых текучих сред, подходящих для применения в композициях согласно настоящему изобретению, является предпочтительной в первую очередь с точки зрения обработки топлива, так как, когда температура вспышки слишком низкая, топливо можно рассматривать как источник пожароопасности, подверженный вспыхиванию и, возможно, продолжительному возгоранию и взрыву. Кроме того, низкая температура вспышки может быть индикатором загрязнения более летучими и взрывоопасными топливами, такими как бензин.
[0026] Маслянистая текучая среда для получения композиций согласно настоящему изобретению обычно имеет высокую температуру вспышки, составляющую от примерно 70°С (158°F) до примерно 300°С (572°F) включительно и предпочтительно от примерно 75°С (167°F) до примерно 225°С (437°F) включительно.
[0027] Способы измерения температуры вспышки хорошо известны. Например, в ASTM (Американское общество по испытанию материалов) D-92 и D-93 приведены методы определения температуры вспышки растворителя. Текущий адрес ASTM следующий: 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken Pa. 19428-2959. ASTM D92-90 (т.е., испытание D92, последняя редакция в 1990), приведенный в Ежегоднике стандартов ASTM, раздел 5 (страницы 28-32 в издании 1996 года), относится к способу испытаний для измерения температуры вспышки и температуры воспламенения согласно так называемому методу Кливленда с открытой чашкой. Метод Кливленда с открытой чашкой особенно подходит для измерения точек вспышки вязких материалов с температурой вспышки 79°С и выше, т.е. жидкостей со сравнительно высокими температурами вспышки, такими как минеральные масла. ASTM D93-94, приведенный в Ежегоднике стандартов ASTM, раздел 5 (страницы 33-46 в издании 1996 года), относится к способу испытаний для измерения температуры вспышки с помощью прибора с закрытым тиглем Пенски-Мартенс. Прибор с закрытым тиглем Пенски-Мартенс можно применять в случае нефтяных топлив, смазочных масел и других гомогенных жидкостей.
[0028] Хотя температуру вспышки можно измерить с помощью перечисленных выше методов, дополнительно во многих справочниках и каталогах приведены данные о температурах вспышки различных растворителей и топлив. Например, компания Aldrich Chemical Company (Милуоки, Висконсин) предлагает каталог, содержащий свыше тысячи химических соединений, и в этом каталоге приведены температуры вспышки многих из доступных химических соединений. В паспорте безопасности материала (MSDS), который часто можно получить у производителей химических реактивов, обычно содержится информация о температурах вспышки химического вещества.
[0029] Согласно одному аспекту настоящего изобретения маслянистая текучая среда представляет собой углеводородное масло, выбранное из группы, состоящей из любых углеводородных масел с высокой температурой кипения и/или высокой температурой вспышки, по существу нерастворимых в воде. Предпочтительными с точки зрения охраны окружающей среды являются углеводородные масла, содержащие очень низкую концентрацию ароматических углеводородов, например, максимальную концентрацию ароматических углеводородов, составляющую примерно 0,1% по массе и предпочтительно 0% мас. ароматических углеводородов. По существу неводная растворимая органическая нефть предпочтительно представляет собой углеводород, выбранный из группы, состоящей из алканов (например, парафинов, изопарафинов) с общей молекулярной формулой CnH2n+2, алкенов (например, олефинов, альфа-олефинов, полиальфаолефинов) с общей молекулярной формулой CnH2n, различных нефтяных фракций, таких как минеральные масла, белые масла и т.п., включая растительные масла, такие как масло канола, масло из виноградных косточек, рапсовое масло и т.п., и гидроочищенных масел. Согласно настоящему изобретению углеводородное масло наиболее предпочтительно представляет собой гидрогенизированное или гидроочищенное масло, состоящее из насыщенных углеводородов (например, парафинов) со средней и высокой молекулярной массой, но не включает дизельные топлива, керосин и/или смазочные масла. Применяемый в настоящей заявке термин "гидроочищенный" относится к маслянистым текучим средам (в частности, углеводородам), получаемым с помощью процессов, в которых применяют водородсодержащий сырьевой газ в присутствии подходящего катализатора, активного главным образом с точки зрения удаления гетероатомов, таких как сера и азот. Согласно настоящему изобретению гидроочищенные легкие дистилляты нефти обычно представляют собой смеси высокоочищенных углеводородных дистиллятов в диапазоне C9-C16, в частности смесь алифатических (насыщенных или ненасыщенных) и/или алициклических углеводородов с маленькими или необнаруживаемыми уровнями ароматических углеводородов (максимум 0,1% мас., таким образом, "по существу не содержащие ароматические углеводороды"). Согласно одному из вариантов реализации изобретения количество маслянистой текучей среды, применяемой в композициях, составляет от примерно 30% до примерно 95% по объему (массовый процент, % мас.) и, более предпочтительно, составляет от примерно 40% до примерно 90% по объему композиции со сшивающей добавкой.
[0030] Суспендирующий агент, применимый при сшивании композиции с низкой вязкостью согласно настоящему изобретению, предпочтительно представляет собой глины, в частности органофильные глины. Типичные глинистые суспендирующие агенты, подходящие для применения согласно настоящему изобретению, включают глины с волокнистым строением (филлосиликаты магния и алюминия), такие как сепиолит, аттапульгит и т.п., или сукновальные глины, такие как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит и т.п. В композициях согласно настоящему изобретению можно использовать различные комбинации указанных суспендирующих агентов.
[0031] Концентрация глинистого суспендирующего агента в композициях согласно настоящему изобретению составляет от примерно 1 до примерно 15 фунтов на 42 галлона (баррель) концентратов, предпочтительно от 2 до примерно 12 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата. В качестве альтернативы и в равной степени приемлемо, суспендирующий агент может присутствовать в количестве, составляющем от примерно 0,1% мас. до примерно 15% мас. относительно композиции, включительно, более предпочтительно, от примерно 0,5% мас. до примерно 4% мас. относительно композиции.
[0032] Предпочтительные концентраты могут также содержать дефлокулирующий агент (дефлокулянт). Дефлокулянт уменьшает вязкость и/или прочность геля концентрата, увеличивая, таким образом, текучесть концентратов и/или позволяя большему количеству суспендирующих агентов встраиваться в концентраты. С композициями настоящего изобретения можно использовать любое количество известных дефлокулянтов, в отдельности или в комбинации, при условии, что они не изменяют общие характеристики композиций, описанных в настоящей заявке. Известные дефлокулянты, эффективные в солевых текучих средах, представляют собой различные синтетические полимеры, сополимеры или теломеры. Кроме того, указанные дефлокулянты будут содержать по меньшей мере один мономер, содержащий анионную функциональную группу, такую как группа карбоновой кислоты или сульфоновой кислоты. См., например, патент США №7018956 и патенты, упоминаемые в указанном патенте. Таким образом, в патенте США №3730900 описаны различные низкомолекулярные сополимеры стиролсульфокислоты и малеинового ангидрида и его водорастворимых солей. В патенте США №3764530 описано несколько низкомолекулярных, не содержащих галогены полимеров акриловой кислоты и ее водорастворимых солей. В патенте США №4680128 описано несколько сополимеров акриловой кислоты и винилсульфоновой кислоты и ее солей щелочных металлов. В патенте США №5026490 описано несколько низкомолекулярных полимеров, состоящих из мономера стиролсульфоната (натриевой соли), малеинового ангидрида (или в виде ангидрида или двухосновной кислоты) и цвиттер-ионного замещенного функциональными группами малеинового ангидрида. В патенте США №5287929 описаны сополимеры первого мономера и второго мономера, при этом первый мономер представляет собой малеиновый ангидрид, малеиновую кислоту, акриловую кислоту или метакриловую кислоту, и второй мономер представляет собой сульфонированный этен, сульфонированный пропен, сульфонированный 1-бутен, сульфонированный 2-бутен, сульфонированный 1-пентен, сульфонированный 2-пентен, сульфонированный 2-метил-1-бутен, сульфонированный 2-метил-2-бутен, сульфонированный 3-метил-1-бутен, сульфонированный циклопентен, сульфонированный циклогексен, сульфонированный 1-гексен, сульфонированный 2-гексен, сульфонированный 3-гексен, сульфонированный 2-метил-1-пентен, сульфонированный 2-метил-2-пентен, сульфонированный 2-метил-3-пентен, сульфонированный 3-метил-1-пентен, сульфонированный 3-метил-2-пентен, сульфонированный 4-метил-1-пентен, сульфонированный 3,3-диметил-1-бутен, сульфонированный 2,3-диметил-1-бутен, сульфонированный 2,3-диметил-2-бутен, сульфонированный 2-этил-1-бутен, сульфонированный 1,3-бутадиен, сульфонированный 1,3-пентадиен, сульфонированный 1,4-пентадиен, сульфонированный 2-метил-1,3-бутадиен, сульфонированный 2,3-диметил-1,3-бутадиен, сульфонированный 2-этил-бутадиен, сульфонированный 2-метил-1,3-пентадиен, сульфонированный 3-метил-1,3-пентадиен, сульфонированный 4-метил-1,3-пентадиен, сульфонированный 2-метил-1,4-пентадиен, сульфонированный 3-метил-1,4-пентадиен, сульфонированный 4-метил-1,4-пентадиен, сульфонированный 1,3-гексадиен, сульфонированный 1,4-гексадиен, сульфонированный 1,5-гексадиен, сульфонированный 2,4-гексадиен, или сульфонированный 1,3,5-гексатриен. Сульфонатные и карбоксилатные группы в сополимерах могут присутствовать в нейтрализованной форме в виде солей щелочных металлов или аммония.
[0033] Сшивающий агент, подходящий для применения в композициях согласно настоящему изобретению, может представлять собой любое из известных сшивающих соединений, применяемых в данной области техники, предпочтительно сшивающих соединений, высвобождающих бор, таких как бура, борная кислота, труднорастворимые бораты или их комбинации, требование состоит только в том, чтобы выбранный сшивающий агент, в целом, содержал по меньшей мере один ион, способный сшивать по меньшей мере две молекулы гелеобразующего агента. В частности, наиболее предпочтительными являются труднорастворимые в воде (или малорастворимые в воде) бораты, описанные в патенте США №4619776, включенном в настоящую заявку посредством ссылки. Трудно- или малорастворимый относится к растворимости 1,00 грамма пробы бората в 100 мл дистиллированной воды при 22°С (71,6°F) и обычно на порядок меньше чем примерно 10 кг/м3, как можно определить с помощью методов, известных в данных областях техники, таких как методы, описанные Guilensoy с соавторами [М.Т.A. Bull., no. 86, pp. 77-94 (1976); M.T.A. Bull., no. 87, pp. 36-47 (1978)]. Пример, неограниченный диапазон растворимости от примерно 0,1 кг/м3 до примерно 5 кг/м3, включительно. Такие малорастворимые в воде бораты включены в сшивающие композиции и в желатинизированных, водных жидкостях для обработки скважин, действуют как сшивающие агенты с временной задержкой. Такие труднорастворимые или малорастворимые бораты содержат по меньшей мере пять атомов бора на молекулу и выбраны из группы, состоящей из боратов щелочно-земельных металлов, смешанных боратов щелочных и щелочно-земельных металлов, таких как улексит и колеманит, и их смесей. Примеры указанных боратов включают пробертит (NaCaB5O9-5H2O), улексит (NaCaB5O9-8H2O), ноблеит (CaB6O10-4H2O), фроловит (Ca2B4O8-7H2O), колеманит (Са2В6О11-5H2O), кальцинированный колеманит (Са2В6О11-H2O), прайсеит (Ca4B10O19-7H2O), патерноит (MgB8O13-4H2O), гидроборацит (CaMgB6O11-6H2O), калиборит (KMg2B11O19-9H2O) и другие похожие бораты. Из различных малорастворимых/труднорастворимых в воде боратов, которые можно использовать в настоящем изобретении, предпочтительными являются колеманит, кальцинированный колеманит и улексит, при этом улексит является наиболее предпочтительным.
[0034] Концентрация сшивающего агента в концентратах согласно настоящему изобретению, в целом, составляет от примерно 100 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата до примерно 250 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата, предпочтительно от примерно 150 до примерно 200 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата. В качестве альтернативы, сшивающий агент присутствует в концентрате в количестве от примерно 15% по массе (% мас.) относительно композиции до примерно 85% по массе, (% мас.), предпочтительно от примерно 30% до примерно 60% по массе композиции.
[0035] Сшивающий агент поддерживают в концентрате в суспендированном состоянии путем введения в концентрат суспендирующего агента, представляющего собой органофильную глину. Суспендирующий агент увеличивает вязкость концентрата и препятствует осаждению сшивающего агента. Предпочтительные суспендирующие агенты также минимизируют синерезис, отделение жидкой среды, т.е. основного углеводорода, с образованием слоя на верхней поверхности концентрата после выдерживания.
[0036] Суспендирующий агент может представлять собой любой хорошо известный, промышленно доступный загуститель/суспензионную добавку для органических жидкостей. Подходящими органофильными глинами являются глина с волокнистым строением, такая как сепиолит, аттапульгит и т.п., сукновальная глина, такая как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит и т.п., а также продукты реакции глин сукновального типа и катионов, т.е. катионов четверичного аммония. См., например, Dino с соавторами, патент США №6187719, включенный в настоящую заявку посредством ссылки. Согласно одному аспекту настоящего изобретения предпочтительную глину сукновального типа, подходящую для применения с композициями, описанными в настоящей заявке, выбирают из группы, состоящей из бентонита, гекторита, монтмориллонита, бейделлита, сапонита, стевенсита и их смесей, наиболее предпочтительно бентонита.
[0037] Жидкие композиции согласно настоящему изобретению могут также включать одно или более поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества можно добавлять по разным причинам, например для понижения поверхностного натяжения внутри матрицы горной породы, регулирования смачиваемости, образования пены, способствующей удалению твердых продуктов бурения, или по другим причинам. Жидкие сшивающие композиции, описанные в настоящей заявке, могут включать одно или более поверхностно-активных веществ, которые функционируют таким образом, что диспергируют один или более жидких, твердых или газообразных компонентов. Поверхностно-активное вещество может быть ионным (например, анионным, катионным или амфифильным) или неионным. Без ограничения, поверхностно-активные вещества, подходящие для применения в настоящей заявке, включают поверхностно-активные вещества, описанные в патенте США №7150322 (Szymanski, et al., опубликован в 19 декабря 2006 года), патенте США №5566760 (Harris, опубликован в 22 октября 1996 года) и патенте США №6966379 (Chatterji, et al., опубликован в 22 ноября 2005 года). Поверхностно-активное вещество может представлять собой мылоподобные молекулы, содержащие длинную гидрофобную парафиновую цепь с гидрофильными концевыми группами. Поверхностно-активные вещества включают катионные, анионные, неионные или амфотерные соединения, такие как, например, бетаины, сульфатированные или сульфонированные алкоксилаты, четвертичные алкиламины, алкоксилированные линейные спирты, алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты, сульфонаты С10-С20 алкилдифениловых простых эфиров и т.п. и любые их комбинации. Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают полиэтиленгликоли, простые эфиры алкилированного фенола, додецилсульфат натрия, альфа-олефинсульфонаты, такие как додекансульфонат натрия и бромид триметилгексадециламмония. Поверхностно-активное вещество может включать или состоять из одного или более неионного поверхностно-активного вещества. Предпочтительные неионные поверхностно-активные вещества имеют, в целом, низкие величины гидрофильного-липофильного баланса ("HLB"). Промышленно доступные неионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, ENVIROGEM™ AE01, ENVIROGEM™ AE02 и ENVIROGEM™ АЕ03, которые можно приобрести в компании Air Products and Chemicals, Inc., Аллентаун, Пенсильвания, и RHODOCLEAN™ HP, который можно приобрести в компании Rhodia Inc., Кранбери, Нью-Джерси. Поверхностно-активное вещество может включать этоксилаты третичного алкиламина. Неограничивающие примеры амфотерных поверхностно-активных веществ, которые можно применять в настоящем изобретении, включают лауриламиноксид, смесь лауриламиноксида и миристиламиноксида, кокоаминоксид, лаурилбетаин, олеилбетаин, кокоамидопропилбетаин или их комбинации. Другие подходящие типичные поверхностно-активные вещества для применения в настоящей заявке включают поверхностно-активные вещества, которые можно приобрести в компании Conlen Surfactant Technology, Конро, Техас (США). Количество применяемого поверхностно-активного вещества, при включении, может составлять от примерно 1% мас. до примерно 5% мас., включительно, в том числе, от примерно 2,0% мас. до примерно 3,0% мас., включительно.
[0038] Концентраты согласно настоящему изобретению могут содержать агент, препятствующий синерезису. Как известно, при выдерживании концентраты суспендированных твердых веществ "выделяют" прозрачную жидкость, процесс, известный как «синерезис», при котором жидкость отделяется от концентрата вследствие сжатия смеси твердое вещество/жидкость. Сшивающие композиции согласно настоящему изобретению предпочтительно проявляют максимальный синерезис, составляющий 15% по объему, при статическом выдерживании концентратов в течение шестнадцати часов при 120°F (48,9°С).
[0039] Типичными агентами, препятствующими синерезису (веществами, препятствующими расслаиванию смесей), являются коллоидные кремнеземы и гидрофобные кремнеземы с модифицированной поверхностью, предпочтительно высокодисперсные кремнеземы и синтетические водорастворимые полимеры, которые, в целом, придают вязкость водным текучим средам, не содержащим соли, но которые существенно не увеличивают вязкость формиатных солевых растворов, применяемых в предложенных в настоящем изобретении концентратах.
[0040] Типичные коллоидные кремнеземы, подходящие для применения в настоящем изобретении, описаны в Dobson, Jr. et al., патент США №5728652. Предпочтительные коллоидные кремнеземы представляют собой пирогенные, высокодисперсные кремнеземы. Максимальный размер частиц предпочтительных кремнеземов составляет менее примерно 100 миллимикрон. Частицы кремнезема могут представлять собой свободно агрегированные частицы с размером от примерно 0,5 до 5 микрон, но при смешивании с жидкостью подвергаются дезагрегации до размеров частиц менее 100 миллимикрон. Концентрация возможного кремнеземного агента, препятствующего синерезису, в концентратах согласно настоящему изобретению составляет от 0 до примерно двух фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата, предпочтительно от примерно 0,25 до примерно одного фунта на 42 галлона (баррель) концентрата.
[0041] Согласно дополнительным аспектам настоящего изобретения текучие среды, описанные в настоящей заявке, могут также включать одно или более буферных веществ, предназначенных для регулирования и/или поддержания рН полученной текучей среды на уровне, требуемом для сшивания и/или гидратации гелеобразующего агента и затем объединения сшивающего агента с полученной текучей средой с контролируемым показателем рН.
[0042] Предпочтительные концентраты согласно настоящему изобретению являются предпочтительно жидкотекучими при легком перемешивании, например при встряхивании или вращении емкости, содержащей концентрат, или перемешивании с малыми сдвиговыми усилиями в больших емкостях, т.е. гели должны быть хрупкими, если композиция образует гель. Концентраты, которые не образуют гель, являются, конечно, жидкотекучими и представляют собой пример концентратов согласно настоящему изобретению.
[0043] Специалисты в данной области техники, с учетом полезности настоящего изобретения, поймут, что в случае конкретного применения при необходимости в составы для обработки согласно настоящему изобретению могут быть включены дополнительные добавки. Такие добавки могут включать, но не ограничиваются ими, ускорители, твердые расклинивающие наполнители, глинистые регулирующие агенты, ингибиторы коррозии, понизители трения, стабилизаторы гелеобразования, понизители водоотдачи, бактерициды и поверхностно-активные вещества и их комбинации. Подходящие глинистые регулирующие агенты для применения в настоящих композициях включают, но не ограничиваются ими, хлорид калия, хлорид натрия и хлорид тетраметиламмония, их комбинации и их производные.
[0044] Как указано выше, новая особенность настоящего изобретения состоит в том, что жидкости для обработки скважины, содержащие композиции со сшивающими добавками на основе углеводородов, можно получить таким образом, чтобы указанные жидкости (как состав для обработки, так и композиции со сшивающими добавками) содержали по существу низкие или необнаруживаемые уровни загрязняющих углеводородов, в частности одного или более и предпочтительно по меньшей мере трех ароматических загрязняющих углеводородов, выбранных из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (n; м- и о-ксилолов), а также алкилзамещенных бензольных загрязняющих веществ, как определено с применением подходящего метода испытаний, такого как методы испытаний ЕРА S.W. 8260В (озаглавленный "Volatile Organic Compounds by Gas Chromatography/Mass Spectrometry (GC/MS)"), S.W. 8015B, 5030 В и/или S.W. 846 (озаглавленный "Test Methods for Evaluating Solid Waste, Physical/Chemical Methods"), другие методы испытаний на основе газовой хроматографии/масс-спектроскопии или эквивалентный метод.
[0045] Для определения уровней ВТЕХ можно также использовать дополнительные аналитические методы испытаний по отдельности или в сочетании со способами, перечисленными выше, в том числе, но не ограничиваясь ими, методы определения на основе пламенно-ионизационного обнаружения (FID), ультрафиолетового (УФ) поглощения и инфракрасной спектроскопии на основе преобразования Фурье (FTIR). Согласно настоящему изобретению уровень бензола в композиции со сшивающей добавкой на основе углеводородов предпочтительно составляет от примерно 0 ppb до менее 600 частей на миллиард (ppb, где 1 ppb = 1 г/л), уровень толуола составляет менее 1000 ppb, уровень этилбензола составляет менее 700 ppb и уровень ксилола составляет менее 10000 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола); более предпочтительно, уровень бензола составляет от примерно 0 ppb до менее 10 частей на миллиард (ppb), уровень толуола составляет менее 700 ppb, уровень этилбензола составляет менее 300 ppb и уровень ксилола составляет менее 500 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола); даже более предпочтительно, уровень бензола составляет от примерно 0 ppb до менее 5 частей на миллиард (ppb), уровень толуола составляет менее 150 ppb, уровень этилбензола составляет менее 50 ppb и уровень ксилола составляет менее 200 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола), как определено с помощью одного или более методов испытаний, перечисленных выше. Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения уровень бензола в композициях со сшивающими добавками на основе углеводородов, описанных в настоящей заявке, составляет от примерно 0 ppb до менее 1 частей на миллиард (ppb), уровень толуола составляет менее 10 ppb, уровень этилбензола - менее 50 ppb и уровень ксилола составляет менее 50 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола).
[0046] При типичном применении боратную сшивающую композицию согласно настоящему изобретению, содержащую необнаруживаемые уровни одного или более загрязняющих веществ ВТЕХ, добавляют в качестве единственного жидкого компонента к желатинизированной с помощью галактоманнана водной жидкости для обработки скважин. Указанная композиция регулирует показатель рН жидкости для обработки на уровне, при котором борат замедленного действия, содержащийся в ней, эффективно сшивает гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент в течение требуемого периода времени, например от примерно 1 до примерно 120 минут, который определяется временем схватывания полимера. Время схватывания полимера определяют путем добавления 250 мл специальной желатинизированной жидкости в 500 мл сосуд смесителя или в гомогенизатор Уоринга при комнатной температуре. Скорость смесителя устанавливают таким образом, что основание вихря, создаваемого в жидкости внутри сосуда, находится сверху стопорной гайки для набора лопастей, при этом засасывание воздуха сведено к минимуму. Затем в сосуд добавляют требуемое количество сшивающей композиции и измеряют время уменьшения вихря (схватывания полимера), начиная от времени добавления сшивающего агента.
[0047] Вода, используемая для получения улучшенных поперечно сшитых жидкостей для обработки скважин, может представлять собой пресную воду, соленую воду, соляной раствор или любую другую водную жидкость, которая не взаимодействует неблагоприятным образом с другими компонентами жидкостей для обработки пласта. Вода обычно содержит одну или более солей для подавления набухания глины в подземных пластах или зонах, подвергаемых обработке, или для увеличения массы жидкости для обработки. Наиболее распространенной применяемой солью, подавляющей набухание глины, является хлорид калия (KCl), но можно также использовать и другие соли, такие как NaCl, NaBr, KBr и т.п. Для облегчения гидратации применяемого галактоманнанового гелеобразующего агента показатель рН воды предпочтительно устанавливают в диапазоне от примерно 6 до примерно 8,5, но его также можно повышать или уменьшать в зависимости от технических условий подземного пласта, подвергаемого обработке.
[0048] Гелеобразующие агенты, подходящие для применения в настоящем изобретении, могут представлять собой один или более материалов, которые могут быть желатинизированы, поперечно сшиты или и то, и другое. Указанный материал может представлять собой один или более органический материал. Гелеобразующий агент может представлять собой или включать один или более олигомеров, один или более полимеров, или и то, и другое. Он может быть синтетическим, иметь природное происхождение или и то и другое. Не будучи связанными теорией, при применении в композициях жидкостей для гидроразрыва пласта, используемых для обработки скважины, гелеобразующий агент может функционировать таким образом, чтобы удерживать трещину в подземном пласте открытой с тем, чтобы расклинивающий наполнитель мог проникнуть в трещину и/или дополнительно ее расширить. Типичные гелеобразующие агенты, которые можно использовать согласно настоящему изобретению, включают галактоманнановые гелеобразующие агенты, в том числе природные смолы и их производные, такие как гуаровая смола, смола из плодов рожкового дерева, камедь тары, смола гледичии сладкой, смола тамаринд, смола карайя, трагакантовая камедь, каррагенин и т.п. Указанные смолы, в целом, характеризуются тем, что содержат линейную основную цепь, состоящую из звеньев маннозы, содержащих различные количества звеньев галактозы, присоединенных к указанной цепи. Смолы можно получить таким образом, чтобы они содержали одну или более функциональных групп, таких как цис-гидроксил, гидроксил, карбоксил, сульфат, сульфонат, амино или амид. Из различных галактоманнановых гелеобразующих агентов, которые можно использовать в настоящем изобретении, предпочтительными являются один или более гелеобразующих агентов, выбранных из группы, состоящей из гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара. Из указанных соединений наиболее предпочтительным является гуар. При растворении в используемой воде одного или более веществ, выбранных из упомянутых выше галактоманнановых гелеобразующих агентов, указанные агенты гидратируются с образованием вязкого водного геля. Согласно настоящему изобретению применяемый галактоманнановый гелеобразующий агент или агенты растворяются в воде в количестве, составляющем от 0,05% до примерно 1% по массе относительно воды, содержащейся в текучей среде, предпочтительно в количестве от примерно 0,3% до примерно 0,75% по массе воды, содержащейся в текучей среде.
[0049] Количество сшивающей композиции, содержащей необнаруживаемые ВТЕХ и/или алкилбензольные замещенные компоненты, в жидкости для обработки скважин, может составлять от примерно 0,1 галлона на 1000 галлонов воды, содержащейся в жидкости для обработки скважин, до примерно 15 галлонов на 1000 галлонов воды, содержащейся в жидкости для обработки скважин, при применении воды в качестве основной текучей среды жидкости для обработки скважин.
[0050] Жидкости для обработки скважин, подходящие для введения сшивающей композиции согласно настоящему изобретению, включают жидкости для подземного обслуживания скважин, такие как жидкости для гидроразрыва пласта (гидравлического и негидравлического) и жидкости для набивки гравия, текучие среды для обработки скважин, содержащие водную жидкость, полисахаридный способный к сшиванию полимер, гидратированный или способный к гидратации в таких средах, и сшивающую композицию, содержащую необнаруживаемые ВТЕХ компоненты согласно настоящему изобретению.
[0051] При обычной эксплуатации жидкую, по существу не содержащую ароматических углеводородных загрязняющих веществ (например, не содержащую обнаруживаемых ВТЕХ компонентов) боратсодержащую сшивающую композицию согласно настоящему изобретению, описанную выше, объединяют с водной желатинизированной жидкостью для обработки пласта для забуферивания жидкости для обработки пласта и сшивания полисахаридного способного к сшиванию полимерного гелеобразующего агента, содержащегося в такой жидкости. В целом, буферную и сшивающую композицию бората объединяют с жидкостью для обработки пласта в количестве, составляющем от примерно 0,05% до примерно 6,0% по массе относительно воды, содержащейся в жидкости для обработки пласта, предпочтительно в количестве, составляющем от примерно 0,1% мас. до примерно 3,0% мас., включительно.
[0052] Следующие примеры приведены для иллюстрации предпочтительных вариантов реализации изобретения. Специалистам в данной области техники следует иметь в виду, что методы, описанные в примерах, приведенных ниже, представляют собой методы, предложенные автором (авторами) изобретения, которые хорошо работают при практической реализации настоящего изобретения и, таким образом, могут рассматриваться как предпочтительные способы его реализации на практике. Однако в свете настоящего описания специалистам в данной области техники следует иметь в виду, что в рассмотренных конкретных вариантах реализации изобретения можно сделать много изменений и, тем не менее, получить одинаковый или похожий результат, не отклоняясь от объема настоящего изобретения.
[0053] ПРИМЕРЫ
[0054] Пример 1: Получение сшивающей добавки с низким уровнем ВТЕХ.
[0055] Гидроочищенный легкий дистиллят (229,0 мл; 46,23% мас.; LVT® - 200, который можно приобрести в компании Calumet Specialty Products Partners, L.P., Индианаполис, Индиана) помещали в подходящий смесительный сосуд и добавляли 9,0 г (2,20% мас.) Claytone IMG-400 (который можно приобрести в компании Southern Clay Products, Гонзалес, Техас) при перемешивании. Затем добавляли пропиленкарбонат (1,0 мл; 0,29% мас.), с последующим добавлением 9,0 мл (2,25% мас.) CST-7605D (который можно приобрести в компании Conlen Surfactant Technology, Конро, Техас) и сухого улексита (200,2 г; 49,02% мас.; полученный из региона Бигадич Турции и содержащий D-50 с размером примерно 11 микрон). Указанную смесь перемешивали до завершения смешивания и в полученном растворе определяли уровни ВТЕХ, используя способ 8260В EPA, метод газовой хроматографии/масс-спектрометрии (ГХ/МС) для определения летучих органических соединений в матрице композиции (таблица В). Уровни ВТЕХ для отдельных компонентов нефти и поверхностно-активных веществ приведены ниже в таблице С.
[0056]
[0057]
[0058] Можно разработать другие и дополнительные варианты реализации изобретения, в которых применяют один или более аспектов настоящего изобретения, описанных выше, без отклонения от сущности изобретения, представленного Заявителем. Например, в композиции, описанные в настоящей заявке, можно включить технологические специфические добавки в зависимости от конкретных особенностей производственной деятельности и конкретного типа пласта, при условии, что добавление таких конкретных технологических добавок не повлияет на уровни ВТЕХ (т.е., обнаруживаемые уровни ВТЕХ не возрастают и сохраняются низкими или необнаруживаемыми), что, тем самым, делает такую систему хорошо приспособленной к требованиям заказчика. Кроме того, различные способы и варианты реализации способов производства и доставки композиций, а также способы получения таких композиций являются наиболее полезными при сочетании друг с другом с получением различных модификаций описанных способов и вариантов реализации изобретения. Описание элементов в единственном числе может включать элементы во множественном числе и наоборот.
[0059] Стадии можно выполнять в различной последовательности, если их порядок специально не ограничения. Различные стадии, описанные в настоящей заявке, можно комбинировать с другими стадиями, включать в определенные стадии и/или разбивать на несколько стадий. Подобным образом, элементы были описаны функционально и могут быть реализованы в виде отдельных компонентов или могут быть объединены в компоненты, обладающие несколькими функциями.
[0060] Настоящее изобретение было описано в контексте предпочтительных и других вариантов реализации, при этом не каждый вариант реализации был описан. Очевидные модификации и изменения описанных вариантов реализации изобретения доступны специалистам в данной области техники. Описанные и не описанные варианты реализации изобретения не предполагают ограничить или сузить объем или применимость изобретения, предложенного Заявителями, но скорее, в соответствии с патентным законодательством Заявители намерены в полной мере защитить все такие модификации и улучшения, попадающие в объем или диапазон эквивалента следующей формулы изобретения.
Claims (44)
1. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включающий:
использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, который представляет собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент,
при этом маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки, которая составляет от 70°C до 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов;
получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции; и
введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт,
при этом маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от 0 ppb до менее 700 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы, включая м-, п- и о-ксилол) и от 0 ppb до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.2
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от 0 ppb до менее 800 ppb толуола, от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 600 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит:
от 0 ppb до менее 1 ppb бензола,
от 0 ppb до менее 700 ppb толуола,
от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и
от 0 ppb до менее 500 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция, протестированная согласно методу испытаний ЕРА SW 8260, содержит необнаруживаемые уровни одного или более соединений, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и/или ксилола (всех ксилолов).
5. Способ по любому из пп. 2-4, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция дополнительно содержит один или несколько дефлокулянтов, поверхностно-активных веществ и/или добавок, препятствующих синерезису, выбранных из коллоидных кремнеземов, гидрофобных кремнеземов с модифицированной поверхностью и высокодисперсных кремнеземов.
6. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что глина представляет собой палыгорскитовую глину, выбранную из группы, состоящей из сепиолита, аттапульгита, туперссуатсиаита, йофортьерита и калиферсита.
7. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что глина представляет собой сукновальную глину, такую как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит, бейделлит, нонтронит, волконскоит, свайнфордит, альмбосит, курумсакит и яхонтовит.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что сшивающий агент представляет собой борсодержащее соединение, способное высвобождать по меньшей мере один ион бората на молекулу соединения в растворе.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой борную кислоту, борный оксид, борат щелочного металла, борат щелочноземельного металла, органический борат или их смесь.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой пробертит, улексит, ноблеит, гроверит, фроловит, колеманит, мейергофферит, иниоит, прайсеит, терчит, джинорит, пинноит, патерноит, курнаковит, индерит, преображенскит, гидроборацит, индерборит, калиборит или витчит.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что сшивающий агент присутствует в сшивающей жидкой композиции в количестве от 23 кг (50 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) жидкой композиции до 113 кг (250 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) жидкой композиции.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость для обработки пласта дополнительно содержит твердые расклинивающие наполнители.
13. Маслянистая сшивающая жидкая композиция для подземного обслуживания скважин, содержащая:
маслянистую жидкость, представляющую собой гидроочищенный углеводород;
борсодержащий сшивающий агент с диапазоном растворимости в воде от 0,1 кг/м3 до 10 кг/м3 при 22°C; и
суспендирующий агент, который представляет собой глину или филлосиликатный материал,
при этом маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от 0 ppb до менее 700 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы, включая м-, п- и о-ксилол) и от 0 ppb до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.
14. Композиция по п. 13, отличающаяся тем, что композция содержит от 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от 0 ppb до менее 800 ppb толуола, от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 600 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.
15. Композиция по п. 14, отличающаяся тем, что композиция содержит:
от 0 ppb до менее 1 ppb бензола,
от 0 ppb до менее 700 ppb толуола,
от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и
от 0 ppb до менее 500 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.
16. Композиция по п. 13, отличающаяся тем, что композиция, протестированная согласно методу испытаний ЕРА SW 8260, содержит необнаруживаемые уровни одного или более соединений, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и/или ксилола (всех ксилолов).
17. Композиция по любому из пп. 13-16, отличающаяся тем, что дополнительно содержит один или несколько дефлюкантов, поверхностно-активных веществ и/или добавок, препятствующих синерезису, выбранных из коллоидных кремнеземов, гидрофобных кремнеземов с модифицированной поверхностью и высокодисперсных кремнеземов
18. Композиция по любому из пп. 13-16, отличающаяся тем, что глина представляет собой палыгорскитовую глину, выбранную из группы, состоящей из сепиолита, аттапульгита, туперссуатсиаита, йофортьерита и калиферсита.
19. Композиция по любому из пп. 13-16, отличающаяся тем, что глина представляет собой сукновальную глину, такую как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит, бейделлит, нонтронит, волконскоит, свайнфордит, альмбосит, курумсакит и яхонтовит.
20. Композиция по п. 13, отличающаяся тем, что сшивающий агент представляет собой борсодержащее соединение, способное высвобождать по меньшей мере один ион бората на молекулу соединения в растворе.
21. Композиция по п. 20, отличающаяся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой борную кислоту, борный оксид, борат щелочного металла, борат щелочно-земельного металла, органический борат или их смесь.
22. Композиция по п. 20, отличающаяся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой пробертит, улексит, ноблеит, гроверит, фроловит, колеманит, мейергофферит, иниоит, прайсеит, терчит, джинорит, пинноит, патерноит, курнаковит, индерит, преображенскит, гидроборацит, индерборит, калиборит или витчит.
23. Композиция по п. 20, отличающаяся тем, что сшивающий агент присутствует в композиции в количестве от 23 кг (50 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) коммпозиции до 113 кг (250 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) композиции.
24. Маслянистая сшивающая жидкая композиция по п. 13, где:
гидроочищенным углеводородом является жидкий углеводород, содержащий от 9
до 16 атомов углерода (C9-C16) с температурой вспышки, которая составляет от 70°C до 300°C; и
при этом маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от 0 ppb до менее 700 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы, включая м-, п- и о-ксилол) и от 0 ppb до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, в том числе С2- и С3-бензолы, как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260 или с помощью анализа ГХ/МС.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161482311P | 2011-05-04 | 2011-05-04 | |
US61/482,311 | 2011-05-04 | ||
PCT/US2012/036607 WO2012151533A1 (en) | 2011-05-04 | 2012-05-04 | Methods and compositions using hydrocarbon- based crosslinking fluids with non- detectable btex levels |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013153339A RU2013153339A (ru) | 2015-11-10 |
RU2609040C2 true RU2609040C2 (ru) | 2017-01-30 |
Family
ID=46147718
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013153339A RU2609040C2 (ru) | 2011-05-04 | 2012-05-04 | Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20120283148A1 (ru) |
EP (1) | EP2705109A1 (ru) |
AR (1) | AR086295A1 (ru) |
AU (1) | AU2012250584B2 (ru) |
CA (1) | CA2842831A1 (ru) |
RU (1) | RU2609040C2 (ru) |
WO (1) | WO2012151533A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
US20140148369A1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Treating a Subterranean Formation with Friction Reducing Clays |
WO2014085333A1 (en) * | 2012-11-29 | 2014-06-05 | M-I L.L.C. | Use of rapid onsite bacteria test for oil and gas applications |
CN104059625B (zh) * | 2014-07-02 | 2017-02-15 | 成都理工大学 | 一种高稳定耐温抗盐空气泡沫驱油剂的制备方法 |
US10113405B2 (en) | 2014-08-29 | 2018-10-30 | Independence Oilfield Chemicals, LLC | Method and materials for hydraulic fracturing with delayed crosslinking of gelling agents |
WO2016183181A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Ecolab Usa Inc. | Crosslinker composition including synthetic layered silicate |
KR20190015536A (ko) * | 2016-06-07 | 2019-02-13 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 향상된 점도를 갖는 겔화 탄화수소 시스템 |
US10358594B2 (en) | 2016-06-07 | 2019-07-23 | Pfp Technology, Llc | Borate crosslinker |
CN106905937A (zh) * | 2017-04-12 | 2017-06-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基钻井液用提切剂及其制备方法 |
CN108676552A (zh) * | 2018-04-17 | 2018-10-19 | 四川申和新材料科技有限公司 | 一种非常规低温清洁压裂液及其制备方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
US20080103068A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Parris Michael D | Crosslinker Suspension Compositions and Uses Thereof |
US20080108521A1 (en) * | 2006-11-08 | 2008-05-08 | Brine-Add Fluids Ltd. | Oil well fracturing fluids |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3764530A (en) | 1972-03-15 | 1973-10-09 | Milchem Inc | Composition and process for the reduction of thermal degradation of aqueous drilling fluids |
US3730900A (en) | 1972-09-25 | 1973-05-01 | Milchem Inc | Composition and process for drilling subterranean wells |
US4680128A (en) | 1985-04-26 | 1987-07-14 | Exxon Chemical Patents Inc. | Anionic copolymers for improved control of drilling fluid rheology |
US4619776A (en) | 1985-07-02 | 1986-10-28 | Texas United Chemical Corp. | Crosslinked fracturing fluids |
US5221489A (en) | 1990-04-26 | 1993-06-22 | Atlantic Richfield Company | Sulfonated polymeric dispersant compositions for subterranean well drilling, completion, and cementing |
US5026490A (en) | 1990-08-08 | 1991-06-25 | Exxon Research & Engineering | Zwitterionic functionalized polymers as deflocculants in water based drilling fluids |
US5566760A (en) | 1994-09-02 | 1996-10-22 | Halliburton Company | Method of using a foamed fracturing fluid |
US5728652A (en) | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
US6187719B1 (en) | 1998-04-28 | 2001-02-13 | Rheox, Inc. | Less temperature dependent drilling fluids for use in deep water and directional drilling and processes for providing less temperature dependent rheological properties to such drilling fluids |
US6743756B2 (en) * | 2001-01-26 | 2004-06-01 | Benchmark Research And Technology, Inc. | Suspensions of particles in non-aqueous solvents |
US7018956B2 (en) | 2002-01-24 | 2006-03-28 | Texas United Chemical Company, Llc. | Crosslinked polymer fluids and crosslinking concentrates therefor |
US6936575B2 (en) * | 2002-10-07 | 2005-08-30 | Texas United Chemical Company, Llc. | Borate crosslinker suspensions with more consistent crosslink times |
US6966379B2 (en) | 2003-10-10 | 2005-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a pH dependent foamed fracturing fluid |
US20050087341A1 (en) * | 2003-10-22 | 2005-04-28 | Mccabe Michael A. | Liquid gelling agent concentrates and methods of treating wells therewith |
US7150322B2 (en) | 2004-08-24 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising environmentally compatible defoamers and methods of use |
-
2012
- 2012-05-04 US US13/464,593 patent/US20120283148A1/en not_active Abandoned
- 2012-05-04 RU RU2013153339A patent/RU2609040C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-05-04 EP EP12722990.4A patent/EP2705109A1/en not_active Withdrawn
- 2012-05-04 AU AU2012250584A patent/AU2012250584B2/en not_active Ceased
- 2012-05-04 CA CA2842831A patent/CA2842831A1/en not_active Abandoned
- 2012-05-04 WO PCT/US2012/036607 patent/WO2012151533A1/en active Application Filing
- 2012-05-07 AR ARP120101601A patent/AR086295A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
US20080103068A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Parris Michael D | Crosslinker Suspension Compositions and Uses Thereof |
US20080108521A1 (en) * | 2006-11-08 | 2008-05-08 | Brine-Add Fluids Ltd. | Oil well fracturing fluids |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20120283148A1 (en) | 2012-11-08 |
RU2013153339A (ru) | 2015-11-10 |
AU2012250584A1 (en) | 2013-12-12 |
WO2012151533A1 (en) | 2012-11-08 |
AR086295A1 (es) | 2013-12-04 |
CA2842831A1 (en) | 2012-11-08 |
EP2705109A1 (en) | 2014-03-12 |
AU2012250584B2 (en) | 2016-11-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2609040C2 (ru) | Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды | |
US10731071B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising microemulsions with terpene, silicone solvent, and surfactant | |
US10308859B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
US10703960B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
US10000693B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
US10287483B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol | |
US10717919B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
EP3067404B1 (en) | Methods for use in oil and/or gas wells | |
US10294757B2 (en) | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells | |
US11407930B2 (en) | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons | |
CA2906165C (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
US20190264094A1 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol | |
US11254856B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
NO20110442A1 (no) | Trykkinjeksjonsprosess for reaktivering av bronnbehandlingsfluider inneholdende en vannuloselig adsorbent | |
CA2904735C (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
AU2013338136B2 (en) | Activators for the viscosification of non-aqueous fluids | |
EA031903B1 (ru) | Способы предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкостях для обработки ствола скважины | |
Aderibigbe | Rock-Fluid Chemistry Impacts on Shale Hydraulic Fracture and Microfracture Growth |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200505 |