RU2614825C2 - Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера - Google Patents

Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера Download PDF

Info

Publication number
RU2614825C2
RU2614825C2 RU2014107753A RU2014107753A RU2614825C2 RU 2614825 C2 RU2614825 C2 RU 2614825C2 RU 2014107753 A RU2014107753 A RU 2014107753A RU 2014107753 A RU2014107753 A RU 2014107753A RU 2614825 C2 RU2614825 C2 RU 2614825C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
polyethylene oxide
hydraulic fracturing
aqueous
ionic polymer
Prior art date
Application number
RU2014107753A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014107753A (ru
Inventor
Ричард СТИВЕНС (умер)
Хун СУНЬ
Ци ЦЮЙ
Original Assignee
Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2014107753A publication Critical patent/RU2014107753A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2614825C2 publication Critical patent/RU2614825C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—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
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F17D1/17—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by mixing with another liquid, i.e. diluting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/28—Friction or drag reducing additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Revetment (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды. Способ снижения сдвигового разложения ПЭО при введении водной текучей среды, содержащей ПЭО, в ствол скважины, включающий введение указанной среды, дополнительно содержащей НП, и снижение трения указанной среды, где НП препятствует сдвиговому разложению, и воздействие на ПЭО сдвиговым усилием, где НП защищает ПЭО от разрушения, где массовое соотношение ПЕО и НП в указанной среде от 20:1 до 1:20 и количество ПЭО составляет от 20 частей на миллион до 100 частей на миллион. Способ гидравлического разрыва, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва и снижение трения указанной среды, где указанная среда состоит из воды, смеси, включающей ПЭО и НП, расклинивающего наполнителя, агента, препятствующего набуханию, или как расклинивающего наполнителя, так и агента, препятствующего набуханию, где среду вводят в при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и где массовое соотношение ПЭО и НП составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО с помощью НП. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности снижения трения. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.,3 пр.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к новому способу гидравлического разрыва подземного пласта, пробуренного стволом скважины.
Уровень техники, к которой относится изобретение
Технологии гидравлического разрыва широко используют для повышения добычи нефти и газа из низкопроницаемых пластовых резервуаров. В процессе гидравлического разрыва текучую среду вводят в ствол скважины при высоком давлении, вызывая гидравлические разрывы, образующиеся вокруг ствола скважины и в подземном пласте. Часто расклинивающий наполнитель, такой как песок, включают в текучую среду для гидравлического разрыва, чтобы сохранять гидравлические разрывы открытыми после завершения обработки. В идеальном случае гидравлический разрыв обеспечивает высокопроводящее соединение с большой областью пласта, позволяя повышать производительность добычи нефти или газа.
Гидравлический разрыв водным раствором несшитого полимера представляет собой тип гидравлического разрыва, в котором используется низковязкая водная текучая среда, которая вызывает подземный гидравлический разрыв. Содержащие водный раствор несшитого полимера текучие среды, как правило, представляют собой пресную воду или солевой раствор с достаточным содержанием понижающего трение вещества для сокращения до минимума гидравлических потерь в трубах. Такие текучие среды, как правило, имеют значения вязкости, лишь незначительно превышающие уровни вязкости чистой пресной воды или солевого раствора. Как правило, понижающие трение вещества, которые присутствуют в водном растворе несшитого полимера, не увеличивают вязкость текучей среды для гидравлического разрыва более чем на 1-2 сантипуаза (сП).
Содержащие водный раствор несшитого полимера текучие среды часто содержат расклинивающие наполнители. Учитывая низкую вязкость текучей среды, ее способность удерживать расклинивающий наполнитель является ниже, чем у сшитых полимерных гелей, используемых для гидравлического разрыва без водного раствора несшитого полимера. Для меньшей концентрации расклинивающего наполнителя требуется больший объем текучей среды для гидравлического разрыва, чтобы вводить достаточное количество расклинивающего наполнителя в создаваемые гидравлические разрывы. Кроме того, представляет собой проблему осаждение расклинивающего наполнителя из низковязких текучих сред для гидравлического разрыва в горизонтальной секции ствола скважины, коллекторных линиях и насосе.
Чрезмерное осаждение расклинивающего наполнителя в горизонтальной секции ствола скважины может вынуждать прекращение обработки для гидравлического разрыва до введения желательных объемов. Расклинивающий наполнитель может также осаждаться в коллекторных линиях до достижения им устья скважины. Расклинивающий наполнитель может даже осаждаться в насосе, повреждая плунжеры. Эта проблема является особенно актуальной, когда используется расклинивающий наполнитель, имеющий высокую прочность на сжатие, такой как керамика. Как правило, осаждение возникает в результате недостаточной скорости потока суспензии и/или недостаточной вязкости для суспендирования расклинивающего наполнителя. Для решения проблем, связанных с осаждением, используют высокие скорости перекачивания, чтобы эффективно суспендировать расклинивающий наполнитель для транспортировки. Однако высокие скорости перекачивания могут приводить к превышающему желательный уровень давлению перекачивания и чрезмерному росту высоты гидравлического разрыва. Кроме того, поскольку коллекторы имеют различные размеры, простое изменение модификации скорости перекачивания текучей среды в одной области может не решить проблему в другой области. Вследствие больших требуемых количеств текучей среды для гидравлического разрыва, высокой скорости движения текучей среды и неоднородности подземного пласта, потери энергии в результате трения могут часто препятствовать эффективному гидравлическому разрыву пласта.
Движение текучей среды через трубопровод вызывает потери энергии за счет трения. Давление жидкости в трубопроводе уменьшается в направлении движения текучей среды. Для трубопровода, имеющего постоянный диаметр, это падение давления увеличивается при увеличении скорости потока. Уменьшение давления означает потери энергии. Гидравлический разрыв водным раствором несшитого полимера основан на высоких скоростях перекачивания, составляющих, как правило, более 100 баррелей в минуту (265 л/с), следовательно, большое количество энергии теряется вследствие трения между трубопроводом и текучей средой для гидравлического разрыва.
В реологии число Рейнольдса (Reynolds) представляет собой безразмерное соотношение силы инерции и силы внутреннего трения текучей среды в условиях потока. Число Рейнольдса можно использовать для описания потока текучей среды, как ламинарного или турбулентного. Ламинарный поток возникает, когда сила внутреннего трения превышает силу инерции, что приводит к низкому числу Рейнольдса. Турбулентный поток возникает, когда сила инерции превышает силу внутреннего трения, что приводит к высокому числу Рейнольдса. Ламинарный поток возникает, когда текучая среда движется в параллельных листах или коаксиальных слоях с незначительным перемешиванием между слоями. Турбулентный поток, в отличие от ламинарного потока, возникает, когда присутствуют перекрестные течения, перпендикулярные движению текучей среды, что приводит к боковому перемешиванию и вихрям.
Как правило, используют высокомолекулярные линейные полимеры для изменения реологических свойств текучей среды таким образом, что турбулентный поток сокращается до минимума, и в результате этого предотвращаются последующие потери энергии в текучей среде во время ее перекачивания через трубопровод. Вещество должно хорошо снижать трение, приводя к значительному уменьшению трения при низких концентрациях, иметь низкую стоимость, быть благоприятным для окружающей среды и иметь высокую устойчивость по отношению к сдвигу, температуре и давлению.
Наиболее распространенные снижающие трение вещества представляют собой полимеры на основе полиакриламида (PAM). Кроме того, были разработаны разнообразные сополимеры для дополнительного повышения эффективности полиакриламидного уменьшающего трение вещества. Помимо акриламида, акриламидо-2-метилпропансульфонат натрия (натриевая соль AMPS) и акриловая кислота представляют собой обычные мономеры в данных сополимерах, которые улучшают гидратацию уменьшающего трение вещества.
Часто оказывается затруднительным использование таких высокомолекулярных полимеров вследствие их низкой скорости гидратации и высокой вязкости при изготовлении суспензии. Для решения этих проблем полимер на основе полиакриламида часто превращают или вводят в эмульсию, где полимер диспергируется в углеводородном растворителе, таком как минеральное масло, и стабилизируется поверхностно-активными веществами. Однако это также имеет недостатки вследствие токсичности углеводородов и поверхностно-активных веществ в случае разлива в окружающую среду и потенциальной опасности пожара, связанной с углеводородными растворителями.
Многие полимерные уменьшающие трение вещества проявляют пониженную эффективность в присутствии низкомолекулярных добавок, таких как кислоты, основания и соли. Особенно уязвимыми являются содержащие ионные заряженные группы полимеры. Например, полимеры, содержащие акрилатный мономер, введенный как сополимер или полученный гидролизом из полиакриламида, имеют пониженную совместимость с солевыми растворами, содержащими высокую концентрацию кальция. Добавки экранируют заряды на полимерном скелете, что уменьшает гидродинамический радиус полимера. При уменьшении эффективной длины полимерной цепи также уменьшается степень снижения трения.
Гидравлический разрыв является полезным в нефтяной и газовой отраслях промышленности. Многие нефтяные и газовые скважины сделаны более производительными вследствие этой процедуры. Однако в настоящее время работе по гидравлическому разрыву препятствуют усиливающиеся меры государственного контроля и регулирования. Промышленность отвечает поиском более благоприятных для окружающей среды химических реагентов, вводимых в используемые текучие среды для гидравлического разрыва.
Кроме того, для операций гидравлического разрыва требуются большие объемы воды. Пресная вода может представлять собой ограничивающий фактор в некоторых областях. В составе водного раствора несшитого полимера для гидравлического разрыва может быть использована вода из разнообразных источников, например вода, добываемая из пласта или отработавшая вода после обработки скважины, что может значительно повысить применимость в полевых условиях.
Существует постоянная потребность в разработке текучих сред на основе водного раствора несшитого полимера для гидравлического разрыва, которые эффективно снижают трение, чтобы сократить до минимума потери энергии, но все же имеют достаточную вязкость для способности содержания расклинивающего наполнителя, одновременно обеспечивая безопасность и благоприятное взаимодействие с окружающей средой.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающему введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, которая содержит неионный полимер и полиэтиленоксид. Полиэтиленоксид (PEO) обеспечивает уменьшение трения текучей среды для гидравлического разрыва таким образом, чтобы ее можно было более эффективно перекачивать в подземный пласт. Однако полиэтиленоксид склонен к сдвиговому разложению, которое обычно возникает в условиях турбулентного потока в результате высокого давления перекачивания. Неионный полимер содержится в композиции для гидравлического разрыва для абсорбции силы внутреннего трения и защиты полиэтиленоксида от разложения. Неионный полимер также увеличивает вязкость текучей среды для гидравлического разрыва и придает ей эффективную способность удерживания расклинивающего наполнителя.
Неионный полимер может представлять собой любой полимер, который препятствует сдвиговому разложению полиэтиленоксида и придает достаточную вязкость для эффективного введения расклинивающего наполнителя в образующиеся гидравлические разрывы. Согласно наиболее предпочтительному варианту осуществления, гуар представляет собой неионный полимер в текучей среде для гидравлического разрыва. Согласно еще одному предпочтительному варианту осуществления, производное гуара представляет собой неионный полимер.
В текучую среду для гидравлического разрыва можно вводить расклинивающий наполнитель.
Текучая композиция для гидравлического разрыва может включать поверхностно-активное вещество. Можно использовать неионное поверхностно-активное вещество (которое не представляет собой неионный полимер или PEO). Можно использовать катионное, анионное или цвиттерионное поверхностно-активное вещество.
Эти и другие отличительные характеристики, аспекты и преимущества настоящего изобретения становятся более понятными при ознакомлении со следующим описанием и формулой изобретения.
Краткое описание чертежей
Отличительные характеристики, аспекты и преимущества настоящего изобретения становятся более понятными при ознакомлении со следующим описанием, прилагаемой формулой изобретения и сопровождающимися чертежами:
фиг. 1 представляет результаты исследования в замкнутом потоке процентного уменьшения трения и продолжительности гидратации при сравнении полиэтиленоксида и полиакриламида;
фиг. 2 представляет результаты исследования в замкнутом потоке, проведенного с четырьмя смесями полиэтиленоксида и гуара;
фиг. 3 представляет результаты исследования в замкнутом потоке при сравнении смеси полиэтиленоксида/гуара и полиакриламида в качестве компонентов, уменьшающих трение веществ, все из которых изготовлены на основе отработавшей воды.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения, которые описаны ниже, можно использовать в эксплуатации и обработке нефтепромысловых устройств. В интересах ясности в данном описании представлены не все отличительные характеристики фактического осуществления настоящего изобретения. Разумеется, следует отметить, что при разработке любого такого варианта осуществления должны быть сделаны многочисленные решения, специфические для данного варианта осуществления, чтобы выполнить конкретные задачи разработчиков, которые изменяются при переходе от одного варианта осуществления к другому. Кроме того, следует отметить, что такая деятельность по разработке может быть сложной и требующей много времени, но, тем не менее, она представляет собой традиционную деятельность для обычных специалистов в данной области техники, использующих сведения из настоящего описания. Дополнительные аспекты и преимущества разнообразных вариантов осуществления настоящего изобретения становятся очевидными после ознакомления со следующим описанием.
Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающему введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид и неионный полимер, который не представляет собой полиэтиленоксид. В текучей среде для гидравлического разрыва, как правило, не содержится сшивающий реагент, и компоненты, присутствующие в текучей среде для гидравлического разрыва, не являются сшитыми.
Вязкость текучей среды для гидравлического разрыва составляет, как правило, менее чем 15 сП при 300 об/мин, типичнее менее чем 3 сП при 300 об/мин.
Как правило, массовое соотношение полиэтиленоксида и неионного полимера в текучей среде для гидравлического разрыва составляет от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:20, типичнее от приблизительно 5:1 до приблизительно 1:5.
Водная текучая среда для гидравлического разрыва способна уменьшать трение в значительной степени (на 60%) в операциях гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера.
Полиэтиленоксид (PEO) представляет собой имеющий линейную цепь высокомолекулярный полимер, который функционирует как уменьшающее трение вещество в текучей среде для гидравлического разрыва таким образом, чтобы ее можно было более эффективно закачивать в подземный пласт. До настоящего времени использование в качестве уменьшающего трение вещества «оказывается за пределами нефтяной промышленности, поскольку оно подвергается сдвиговому разложению при введении в турбулентный поток или нахождении в нем» (Malcom A. Kelland. «Производство химических веществ для нефтяной и газовой промышленности». № 392, издательство CRC Press, 2009 г.). Неионный полимер включают в композицию для гидравлического разрыва, чтобы поглощать силы внутреннего трения и защищать PEO от разложения. При сравнении текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей 100% PEO, и текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей PEO и неионный полимер в массовом соотношении, определенном в настоящем документе, сдвиговое разложение от турбулентного потока текучей среды для гидравлического разрыва уменьшается по меньшей мере на 15% и типичнее на 40%. Неионный полимер также придает свои собственные способности уменьшения трения и увеличения вязкости текучей среде для гидравлического разрыва, чтобы обеспечивать эффективную способность содержания расклинивающего наполнителя.
Полиэтиленоксид представляет собой нейтральный полимер, следовательно, он имеет низкую чувствительность к солености водных источников, используемых в изготовлении текучей среды для гидравлического разрыва. В PEO также содержится кислород в качестве повторяющегося звена вдоль основной цепи данного полимера. Это придает полимеру полярность и сильное сродство по отношению к воде, которым соответствует короткая продолжительность гидратации, даже при очень низких температурах. Кроме того, Управление по охране окружающей среды США рассматривает PEO как инертный ингредиент, и, таким образом, он является благоприятным для окружающей среды.
Согласно предпочтительному варианту осуществления, среднемассовая молекулярная масса полиэтиленоксида, используемого в текучей среде для гидравлического разрыва, составляет от приблизительно 1 М до приблизительно 20 М, предпочтительнее от приблизительно 2 М до приблизительно 10 М. Как правило, количество PEO в текучей среде для гидравлического разрыва составляет от приблизительно 10 частей на миллион до приблизительно 400 частей на миллион, типичнее от приблизительно 20 частей на миллион до приблизительно 100 частей на миллион.
Согласно аспекту, сухой твердофазный PEO можно использовать в изготовлении текучей среды для гидравлического разрыва на участке скважины. Однако введение сухих полимеров в текучую среду является затруднительным, и требуется специальное оборудование, а также значительное потребление энергии и воды, чтобы обеспечивать соответствующее превращение сухого полимера в активную разбавленную форму. На удаленных буровых объектах поставки оборудования, энергии и воды часто являются недостаточными, и для их обеспечения требуются значительные финансовые средства. Может оказаться затруднительным непосредственное растворение в воде твердого PEO, который имеет высокую молекулярную массу и проявляет тенденцию к агломерации. В соответствии с принципами настоящего изобретения, твердый PEO можно диспергировать, используя в качестве растворителя многоатомный спирт, такой как глицерин или пропиленгликоль, для изготовления суспензии, которую можно затем легко транспортировать и дозировать.
Неионный полимер включают в композицию для гидравлического разрыва для поглощения сдвигающих сил, возникающих вследствие высокой скорости перекачивания, чтобы защитить полиэтиленоксид от разложения, увеличить вязкость текучей среды для гидравлического разрыва и обеспечить эффективную способность удерживания расклинивающего наполнителя. Неионный полимер предпочтительно представляет собой благоприятный для окружающей среды полимер, чтобы дополнять благоприятную для окружающей среды природу PEO.
Согласно наиболее предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения, неионный полимер представляет собой гуар. Согласно еще одному предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения, неионный полимер представляет собой производное гуара.
В соответствии с принципами настоящего изобретения, источник гуара может представлять собой гуаровую камедь любого сорта. Согласно аспекту, источник гуара может представлять собой собранные гуаровые стручки, содержащие эндосперм бобовых семян. Как правило, источник гуара может представлять собой эндосперм, также называемый «колотый гуар», который составляет приблизительно от 30 до 40% семени. Кроме того, в качестве источника гуара может служить остальная масса семени, в том числе шелуха (приблизительно 15%) и внутренний зародыш (приблизительно 45%). Например, в качестве источника гуара может служить колотый гуар, который содержит отшлифованные волокнистые слои, отделяемые от шелухи. Кроме того, в качестве источника гуара может служить гуаровая камедь, которую производят из очищенного колотого гуара путем размягчения, отслаивания, измельчения и просеивания.
Согласно аспекту, гуар присутствует в форме порошка. Как правило, этот порошок состоит из частиц, размеры которых составляют от приблизительно 60 меш (250 мкм) до приблизительно 400 меш (41 мкм), типичнее от приблизительно 100 меш (152 мкм) до приблизительно 325 меш (44 мкм).
Подходящие производные гуара включают карбоксиалкилгуары и гидроксиалкилгуары. Предпочтительными являются карбоксиметилгуар, гидроксипропилгуар, гидроксиэтилгуар, гидроксибутилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар. Предпочтительно гидроксиалкилированный гуар имеет молекулярную массу, составляющую от приблизительно 1 до приблизительно 3 М. Согласно аспекту, степень замещения карбоксилированного гуара составляет, как правило, от приблизительно 0,08 до приблизительно 0,18. Согласно аспекту, содержание гидроксипропила в гидроксиалкилированном гуаре составляет, как правило, от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,6. Кроме того, гуар может представлять собой любой из материалов, которые описывают патенты США №№ 7012044, 6844296 и 6387853, а также патентные публикации США №№ 20050272612, 20110015100 и 20110015100, причем каждый из этих документов включается в настоящий документ посредством ссылки.
Карбоксиалкилгуар можно получать многочисленными способами, включающими: a) использование гуара высшего сорта в качестве исходного материала, к которому химически присоединяются анионные группы; и/или b) выбор технологических параметров, которые обеспечивают повышенную однородность введения анионного заместителя в основную полимерную цепь гуара; и/или c) дополнительные технологические стадии, включающие ультрапромывание для удаления примесей и очистки полимера. Предпочтительные полимеры включают полимеры гуара, содержащие статистически распределенные карбоксиметильные группы.
Предпочтительные неионные полимеры для использования согласно настоящему изобретению представляют собой полимеры, которые поставляет компания Baker Hughes Incorporated под наименованиями GW45 (CMG), GW32 (HPG) и GW38 (CMHPG). Можно также использовать суспендированные аналоги этих полимеров, которые поставляет компания Baker Hughes Incorporated под наименованиями XLFC2 (HPG), XLFC2B (HPG), XLFC3 (CMPHG), XLFC3B (CMHPG), VSP1 (CMG) и VSP2 (CMG). Согласно еще одному предпочтительному варианту осуществления, можно использовать порошок гуара, который известен как гуар X0694-17-1, поставляемый компанией Aqualon (Hercules, Inc.).
Согласно еще одному варианту осуществления, в соответствии с принципами настоящего изобретения, неионный полимер может представлять собой целлюлозу, производное целлюлозы, крахмал, производное крахмала, ксантан, производное ксантана и их смеси. Конкретные примеры представляют собой, но без не ограничения, гидроксиэтилцеллюлозу (HEC), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (CMHEC), карбоксиметилцеллюлозу (CMC), диалкилкарбоксиметилцеллюлозу, камедь плодов рожкового дерева, велановую камедь, камедь карайи, ксантановую камедь, склероглюкан и диутан.
Согласно варианту осуществления настоящего изобретения, количество используемого неионного полимера составляет от приблизительно 0,1 до приблизительно 5, предпочтительно от приблизительно 0,5 до приблизительно 2 фунта на 1000 галлонов (454 г на 3780 л) воды в текучей среде.
Водная текучая среда может представлять собой солевой раствор, пресную воду, соленую воду или их смеси. Согласно аспекту, солевой раствор может представлять собой отработавший раствор после обработки скважины. Согласно аспекту, вода может представлять собой воду, добываемую из подземного пласта. Согласно аспекту, вода может представлять собой пресную воду из муниципальных источников или речную воду. С течением времени может постепенно повышаться уровень солености добытой воды или отработавшей воды. Например, в области месторождения сланцев Marcellus при обработке путем гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера суммарная концентрация растворенных твердых веществ (TDS) в последней фракции отработавшей воды составляет приблизительно от 80000 до 325000. Согласно аспекту, можно повторно использовать первую фракцию отработавшей воды, которая имеет меньшее значение TDS. Отработавшую воду можно смешивать с пресной водой.
Согласно варианту осуществления настоящего изобретения, текучая среда для гидравлического разрыва может содержать один или несколько типов расклинивающих наполнителей. Подходящие расклинивающие наполнители представляют собой наполнители, традиционно известные в технике, в том числе кварц, зернистый песок, стеклянные шарики, алюминиевые гранулы, керамические материалы, покрытые полимером керамические материалы, пластмассовые шарики, нейлоновые шарики или гранулы, покрытые полимером пески, спеченный боксит и покрытый полимером спеченный боксит.
Согласно предпочтительному варианту осуществления, расклинивающий наполнитель представляет зернистый материал, имеющий относительно низкую плотность. Такие расклинивающие наполнители можно резать, молоть, измельчать или обрабатывать иными способами. Термин «относительно низкая плотность» означает, что расклинивающий наполнитель имеет существенно меньшую насыпную плотность (ASG), чем плотность, которую имеет традиционный расклинивающий наполнитель, используемый в операциях гидравлического разрыва, например песок, или по своей насыпной плотности он является аналогичным традиционным материалам. Особенно предпочтительными являются расклинивающие наполнители, у которых значение ASG составляет менее чем или равняется 3,25. Еще более предпочтительными являются ультралегкие расклинивающие наполнители, у которых значение ASG составляет менее чем или равняется 2,25, предпочтительнее составляет менее чем или равняется 2,0, еще предпочтительнее составляет менее чем или равняется 1,75, наиболее предпочтительно составляет менее чем или равняется 1,25 и часто составляет менее чем или равняется 1,05.
Подходящие имеющие относительно низкую плотность расклинивающие наполнители представляют собой зернистые материалы, описанные в патентах США №№ 6364018, 6330916 и 6059034, все из которых включаются в настоящий документ посредством ссылки. В качестве примеров можно привести молотую или дробленую скорлупу орехов (пекан, кокосовый орех, миндаль, фителефас, бразильский орех, австралийский орех или макадамия и т.д.); колотую или дробленую скорлупу семян плодов, включая косточки фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.д.; колотую или дробленую скорлупу семян других растений, таких как кукуруза (например, стержни кукурузного початка или кукурузные зерна) и т.д.; переработанные древесные материалы, в том числе материалы, полученные из деревьев, таких как дуб, гикори (североамериканский орешник), грецкий орех, тополь, красное дерево и т.д., включая такие древесные материалы, которые были получены при переработке путем дробления, резки или измельчения иным способом. Предпочтительные материалы представляют собой материалы на основе молотой или дробленой скорлупы грецкого ореха с полимерным покрытием, которое обеспечивает существенную защиту и водонепроницаемость.
Кроме того, имеющие относительно низкую плотность зернистые материалы для использования согласно настоящему изобретению могут представлять собой пористые зернистые материалы с выбранной конфигурацией, которые описаны, проиллюстрированы и определены в патенте США № 7426961, которые включаются в настоящий документ посредством ссылки. Подходящие расклинивающие наполнители дополнительно включают материалы, описанные в патенте США № 7931087 и в патенте США № 7494711, которые включаются в настоящий документ посредством ссылки. Кроме того, расклинивающий наполнитель может представлять собой пластмассовый материал или пластмассовый композит, такой как термопластичный материал или термопластичный композит, полимер или агрегат, содержащий связующий материал. Кроме того, имеющий ультранизкую плотность (ULW) расклинивающий наполнитель может представлять собой любой из деформируемых зернистых материалов, описанных в патенте США № 7322411, который включается в настоящий документ посредством ссылки.
Кроме того, можно использовать смеси расклинивающих наполнителей.
Оказывается желательным, чтобы расклинивающая набивка, состоящая из расклинивающего наполнителя, была способна к созданию частичного монослоя расклинивающего наполнителя в гидравлическом разрыве для обеспечения увеличенных взаимосвязанных промежуточных пространств между граничащими частицами зернистого материала. В результате этого увеличивается проводимость гидравлического разрыва, поскольку добываемые текучие среды, как правило, протекают вокруг разделенных большими расстояниями зернистых частиц расклинивающего наполнителя, а не через промежуточные пространства в набитом слое.
Согласно аспекту, количество расклинивающего наполнителя в текучей среде для гидравлического разрыва может составлять от приблизительно 0,5 до приблизительно 12,0 фунтов (от 227 до 5448 г) расклинивающего наполнителя на галлон (3,78 л) текучей среды для гидравлического разрыва. Предпочтительно это количество может составлять от приблизительно 0,25 до приблизительно 4,0 фунтов (от 113,5 до 1816 г) на галлон (3,78 л) текучей среды для гидравлического разрыва.
Хотя глины подземного пласта, как правило, являются инертными, набухание и перемещение частиц пластовой глины часто усиливается, когда пластовые глины взаимодействуют с инородными веществами, такими как водные текучие среды для гидравлического разрыва. Это набухание и перемещение пластовой глины снижает проницаемость пласта посредством закупоривания пластовых капилляров и, таким образом, приводит к потере проницаемости пласта и значительному уменьшению скорости потока углеводородов. Такое закупоривание вызывает, например, перемещение пластовых глин в капиллярные проточные каналы пласта. Это, в свою очередь, вызывает значительное уменьшение скорости потока добываемых углеводородов. Для ослабления эффектов, которые вызывают набухание и перемещение пластовых глин, в состав водного раствора можно вводить несшитые полимерные ингибиторы глинистых сланцев и/или антикоагулянты глин.
Согласно аспекту, антикоагулянт глин или ингибитор глинистых сланцев может представлять собой неорганическую соль, такую как хлорид калия или хлорид аммония. Согласно аспекту, антикоагулянт глин или ингибитор глинистых сланцев может представлять собой органическую соль, такую как холинхлорид. Согласно аспекту, холинхлорид может представлять собой соль четвертичного аммониевого основания, содержащую катион N,N,N-триметилэтаноламмония. Согласно предпочтительному варианту осуществления, антикоагулянт глин может представлять собой препятствующие набуханию глин материалы Claytreat-3C (CT-3C) или Claymaster-5C, которые поставляет компания Baker Hughes Inc.
Согласно аспекту, концентрация таких антикоагулянтов глин или ингибиторов глинистых сланцев составляет приблизительно 0,1% по отношению к массе водной текучей среды.
В соответствии с принципами настоящего изобретения, в текучую композицию для гидравлического разрыва можно включать поверхностно-активные вещества. Поверхностно-активные вещества способны уменьшать трение, а также могут защищать полиэтиленоксид от сдвигового разложения.
Поверхностно-активное вещество может быть катионным, анионным, амфотерным или неионным. Используемые катионные поверхностно-активные вещества представляют собой вещества, содержащие четвертичное аммониевое соединение (такое как линейный четвертичный амин, четвертичный бензиламин или четвертичный галогенид аммония), четвертичное сульфониевое соединение, четвертичное фосфониевое соединение или их смеси. Подходящие поверхностно-активные вещества, содержащие четвертичную группу, включают галогениды четвертичного аммония или четвертичные амины, такие как хлорид четвертичного аммония и бромид четвертичного аммония. Подходящие анионные поверхностно-активные вещества представляют собой сульфонаты (такие как ксилолсульфонат натрия и нафталинсульфонат натрия), фосфонаты, этоксисульфаты и их смеси. Используемые амфотерные поверхностно-активные вещества представляют собой глицинаты, амфоацетаты, пропионаты, бетаины и их смеси. Катионное или амфотерное поверхностно-активное вещество может содержать гидрофобный радикал (который может быть насыщенным или ненасыщенным), такой как радикал, цепь которого содержит от 12 до 18 атомов углерода. Кроме того, этот гидрофобный радикал можно получить из натурального растительного масла, включая один или несколько сортов масла, таких как кокосовое масло, рапсовое масло и пальмовое масло.
Предпочтительные поверхностно-активные вещества включают хлорид N,N,N-триметил-1-октадециламмония, хлорид N,N,N-триметил-1-гексадециламмония, хлорид N,N,N-триметил-1-(алкил соевого масла)аммония и их смеси.
Текучая среда для гидравлического разрыва может также содержать другие традиционные добавки, распространенные в технике обслуживания промышленных скважин, такие как ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, ингибиторы отложений, ингибиторы парафинов, ингибиторы газовых гидратов, ингибиторы асфальтенов, диспергаторы, поглотители кислорода, биоциды и т. п.
Примеры. Следующие примеры описывают предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения. Другие варианты осуществления в пределах объема формулы изобретения станут очевидными для специалистов в данной области техники после ознакомления с описанием или практическим осуществлением настоящего изобретения, представленного в данном документе. Данное описание в сочетании с примерами предназначено для рассмотрения исключительно в качестве примера, в то время как объем и идею настоящего изобретения определяет формула изобретения.
Пример 1. Исследования в замкнутом потоке осуществляли, используя суспензию полиэтиленоксида, чтобы измерить ее способность уменьшения трения скорости гидратации. Эти результаты сравнивали с имеющимся в продаже полиакриламидным уменьшающим трение веществом FRW-20, которое поставляет компания Baker Hughes Incorporated.
Суспензию полиэтиленоксида изготавливали, помещая 200 г глицерина в сосуд с верхнеприводной мешалкой, вращающейся со скоростью 1000 об/мин, а затем добавляя 40 г порошка PEO (молекулярная масса более 8 М) в течение двухминутного периода. После этого суспензию оставляли для перемешивания в течение по меньшей мере 30 мин, чтобы обеспечить достаточное диспергирование.
Затем 24 мл суспензии PEO вводили в 24 л раствора CaCl2, плотность которого составляла 10,5 фунтов на галлон (1258 г/л). Растворы исследовали в цикле трения при 90°F (32,22°C).
Фиг. 1 представляет, что суспензия PEO гидратируется быстрее, чем FRW-20, в растворе CaCl2, плотность которого составляет 10,5 фунтов на галлон (1258 г/л). Суспензия PEO гидратируется в течение приблизительно 15 с при 90°F (32,22°C). Кроме того, фиг. 1 представляет, что полиэтиленоксид достигает 45% уменьшения трения, которое составляет такое же процентное уменьшение трения, как в случае полиакриламида.
Пример 2. Исследования в замкнутом потоке осуществляли, используя смеси полиэтиленоксида и гуара, чтобы измерить их способности уменьшения трения. Суспензию PEO изготавливали согласно описанию в примере 1. Эту суспензию затем смешивали с гуаром, получая четыре образца суспензии. Образцы исследовали в воде, используя замкнутый поток в трубе диаметром 0,319 дюйма (8,1 мм) при скорости 10 галлонов в минуту (0,309 л/с). Фиг. 2 представляет, что каждая из четырех смесей PEO и гуара обеспечивала снижение трения более чем на 50%.
Пример 3. Исследования в замкнутом потоке осуществляли, используя суспензию смеси полиэтиленоксида и гуара, вводимую в отработавшую воду. Два имеющихся в продаже полиакриламидных уменьшающих трение вещества также исследовали в такой же отработавшей воде, чтобы сравнить их скорости гидратации и процентное уменьшение трения.
Суспензию PEO изготавливали согласно описанию в примере 1. Отработавшая вода имела полное содержание растворенных солей, составляющее более чем 26,5%, и содержание ионов двухвалентных металлов, превышающее 4%. Немодифицированный гуар GW-3, который поставляет на продажу компания Baker Hughes Inc., добавляли в суспензию PEO, и он содержался в отработавшей воде в концентрации 1 г/т. Полиакриламидные уменьшающие трение вещества FRW-14 и FRW-20, которые поставляет на продажу компания Baker Hughes Inc., вводили в разбавленную отработавшую воду в концентрации 0,75 г/т. Три образца исследовали в замкнутом потоке при комнатной температуре.
Фиг. 3 представляет сравнение уменьшения трения и скоростей гидратации трех образцов. Можно видеть, что FRW-14 и FRW-20 обеспечивают уменьшение трения лишь приблизительно на 25% через 60 с, в то время как раствор PEO и гуара обеспечивает уменьшение трения на 50% через 60 с.
Хотя композиции и способы согласно настоящему изобретению описаны в отношении предпочтительных вариантов осуществления, для специалистов в данной области техники должно быть очевидным, что можно вносить изменения в композиции и/или способы, а также в стадии или в последовательность стадий, которые описаны в настоящем документе, без отклонения от концепции, идеи и объема настоящего изобретения. Кроме того, должно быть очевидным, что определенные реагенты, которые являются химически родственными, способны заменить реагенты, описанные в настоящем документе, при достижении одинаковых или аналогичных результатов. Все такие аналогичные замены и модификации, очевидные специалистам в данной области техники, относятся к объему и идее настоящего изобретения. Данное описание предназначено исключительно в качестве примера, поскольку объем и идею настоящего изобретения определяет приведенная ниже формула изобретения.

Claims (35)

1. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий:
(А) введение в ствол скважины, пробуренный через подземный пласт, водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид в качестве агента снижения трения и неионный полимер, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва в то время, как водная текучая среда для гидравлического разрыва закачивается в ствол скважины, где неионный полимер защищает полиэтиленоксид от сдвигового разложения и где водную текучую среду для гидравлического разрыва вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте и массовое соотношение полиэтиленоксида и неионного полимера в водной текучей среде для гидравлического разрыва составляет от приблизительно 1:20 до приблизительно 20:1; и
(В) препятствование сдвиговому разложению полиэтиленоксида из-за турбулентного потока водной текучей среды для гидравлического разрыва.
2. Способ по п.1, в котором неионный полимер представляет собой гуар, производное гуара или производное целлюлозы.
3. Способ по п.1, в котором водная текучая среда для гидравлического разрыва имеет вязкость, составляющую менее чем 15 сП при 300 об/мин.
4. Способ по п.1, в котором:
(а) средневесовая молекулярная масса полиэтиленоксида составлят от 2 до 10 миллионов;
(b) массовое соотношение полиэтиленоксида и неионного полимера в водной текучей среде для гидравлического разрыва составляет от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:20; и
(с) количество полиэтиленоксида в текучей среде для гидравлического разрыва составляет от 10 частей на миллион до 400 частей на миллион.
5. Способ по п.1, в котором неионный полимер представляет собой немодифицированный гуар или модифицированный гуар.
6. Способ по п.1, в котором неионный полимер представляет собой полисахарид.
7. Способ по п.1, в котором водная текучая среда для гидравлического разрыва дополнительно включает:
c) катионное, анионное, цвиттерионное или неионное поверхностно-активное вещество, которое не представляет собой полиэтиленоксид или неионный полимер.
8. Способ по п.1, в котором текучая среда для гидравлического разрыва не содержит поверхностно-активное вещество (кроме полиэтиленоксида) или где текучая среда для гидравлического разрыва не содержит сшивающий реагент или компонент, который является сшитым.
9. Способ по п.1, в котором текучая среда для гидравлического разрыва дополнительно включает:
c) неионное поверхностно-активное вещество, которое не представляет собой полиэтиленоксид и неионный полимер.
10. Способ по п.3, в котором водная текучая среда для гидравлического разрыва имеет вязкость, составляющую менее чем 3 сП при 300 об/мин.
11. Способ по п.1, в котором количество полиэтиленоксида в водной текучей среде для гидравлического разрыва составляет от приблизительно 0,05 до приблизительно 0,2 масс.%.
12. Способ по п.1, в котором массовое соотношение неионного полимера и полиэтиленоксида составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1.
13. Способ по п.1, в котором водная текучая среда для гидравлического разрыва находится под действием турбулетного потока и где величина сдвигового разложения полиэтиленоксида от турбулентного потока водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей неионный полимер и полиэтиленоксид, является меньше, чем при водной текучей среде для гидравлического разрыва, в которой не содержится неионный полимер.
14. Способ по п.13, в котором величина сдвигового разложения полиэтиленоксида от турбулентного потока водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей неионный полимер и полиэтиленоксид, является по меньшей мере на 40% меньше, чем величина сдвигового разложения, возникающего в результате от водной текучей среды для гидравлического разрыва без добавления неионного полимера.
15. Способ по п.1, в котором текучая среда для гидравлического разрыва дополнительно включает расклинивающий наполнитель.
16. Способ по п.4, в котором количество полиэтиленоксида в текучей среде для гидравлического разрыва составляет от 20 частей на миллион до 100 частей на миллион.
17. Способ по п.15, дополнительно включающий создание частичного монослоя в созданном или расширенном гидравлическом разрыве с помощью расклинивающего наполнителя.
18. Способ по п.17, в котором насыпная плотность расклинивающего наполнителя составляет менее чем или равняется 2,25 или менее чем или равняется 1,75.
19. Способ снижения сдвигового разложения полиэтиленоксида при введении водной текучей среды, содержащей полиэтиленоксид, в ствол скважины, включающий:
(а) введение в ствол скважины водной текучей среды, которая дополнительно содержит неионный полимер, и снижение трения водной текучей среды в то время, как водная текучая среда вводится в ствол скважины, где неионный полимер препятствует сдвиговому разложению полиэтиленоксида во время введения полиэтиленоксида в ствол скважины и где неионный полимер не представляет собой полиэтиленоксид; и
b) воздействие на полиэтиленоксид сдвиговым усилием, где при этом неионный полимер защищает полиэтиленоксид от разрушения,
где
(i) массовое соотношение полиэтиленоксида и неионного полимера в водной текучей среде для гидравлического разрыва составляет от 20:1 до 1:20; и
(ii) количество полиэтиленоксида в текучей среде для гидравлического разрыва составляет от 20 частей на миллион до 100 частей на миллион.
20. Способ по п.19, в котором величина разложения полиэтиленоксида в водной текучей среде является по меньшей мере на 15% меньше, чем величина разложения, когда неионный полимер не присутствует с полиэтиленоксидом в водной текучей среде.
21. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий
(а) введение в ствол скважины, пробуренный через подземный пласт, водной текучей среды для гидравлического разрыва и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва с помощью смеси для снижения трения в то время, как среда закачивается в ствол скважины, где водная текучая среда для гидравлического разрыва состоит по существу из (i) воды, (ii) смеси для снижения трения, включающей полиэтиленоксид и неионный полимер, не являющийся полиэтиленоксидом, и (iii) необязательно расклинивающего наполнителя, агента, препятствующего набуханию, или как расклинивающего наполнителя, так и агента, препятствующего набуханию, где водную текучую среду для гидравлического разрыва вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и где массовое соотношение полиэтиленоксида и неионного полимера составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1, и
b) препятствование сдвиговому разложению полиэтиленоксида с помощью неионного полимера.
RU2014107753A 2011-07-29 2012-06-06 Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера RU2614825C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/194,739 2011-07-29
US13/194,739 US20130025867A1 (en) 2011-07-29 2011-07-29 Method of slickwater fracturing
PCT/US2012/040991 WO2013019308A1 (en) 2011-07-29 2012-06-06 A method of slickwater fracturing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014107753A RU2014107753A (ru) 2015-09-10
RU2614825C2 true RU2614825C2 (ru) 2017-03-29

Family

ID=46246292

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014107753A RU2614825C2 (ru) 2011-07-29 2012-06-06 Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера

Country Status (12)

Country Link
US (1) US20130025867A1 (ru)
EP (1) EP2737001B1 (ru)
CN (1) CN103732718B (ru)
AU (1) AU2012290709B2 (ru)
BR (1) BR112014002036A2 (ru)
CA (1) CA2841418C (ru)
CO (1) CO6862135A2 (ru)
IN (1) IN2014DN00219A (ru)
MX (1) MX2014001175A (ru)
RU (1) RU2614825C2 (ru)
WO (1) WO2013019308A1 (ru)
ZA (1) ZA201400289B (ru)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8833456B1 (en) * 2013-05-10 2014-09-16 Seawater Technologies, LLC Seawater transportation for utilization in hydrocarbon-related processes including pipeline transportation
BR112016000967A2 (pt) * 2013-07-17 2017-08-29 Bp Exploration Operating Co Ltd Método de recuperação de óleo
US10081762B2 (en) 2013-09-17 2018-09-25 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Well treatment methods and fluids containing synthetic polymer
US9909057B2 (en) 2013-09-20 2018-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for etching fractures and microfractures in shale formations
CA2924465A1 (en) 2013-11-11 2015-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for enhancing propped fracture conductivity
US10308868B2 (en) 2014-01-02 2019-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Generating and enhancing microfracture conductivity
BR112016021872A2 (pt) 2014-03-28 2017-10-03 Arr Maz Products Lp Composto de propante resistente ao atrito e suas questões composicionais
US10508231B2 (en) 2014-03-28 2019-12-17 Arr-Maz Products, L.P. Attrition resistant proppant composite and its composition matters
US20170088769A1 (en) * 2014-05-12 2017-03-30 Rhodia Operations Aqueous guar compositions for use in oil field and slickwater applications
WO2016036343A1 (en) 2014-09-02 2016-03-10 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture networks in subterranean formations
WO2016053345A1 (en) 2014-10-03 2016-04-07 Halliburton Energy Services, Inc. Fly ash microspheres for use in subterranean formation operations
CN104629710A (zh) * 2015-01-16 2015-05-20 奥菲（北京）石油技术有限公司 一种页岩气新型环保滑溜水
CN104989393A (zh) * 2015-07-14 2015-10-21 北京博达瑞恒科技有限公司 一种微压裂测试方法
CN106567702B (zh) * 2015-10-10 2021-08-06 中国石油化工股份有限公司 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法
US10988677B2 (en) 2016-06-22 2021-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Micro-aggregates and microparticulates for use in subterranean formation operations
WO2018085082A2 (en) * 2016-11-03 2018-05-11 Arr-Maz Products, L.P. Attrition resistant proppant composite and its composition matters
US20190112521A1 (en) * 2017-10-18 2019-04-18 Pfp Technology, Llc Friction Reduction and Suspension in High TDS Brines
CN109763805B (zh) * 2017-11-09 2021-07-20 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法
US10988675B2 (en) 2017-11-20 2021-04-27 Multi-Chem Group, Llc Method to hydraulically fracture a well
US11078407B2 (en) * 2017-11-20 2021-08-03 Multi-Chem Group, Llc Method to hydraulically fracture a well
US11365346B2 (en) 2018-02-09 2022-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of ensuring and enhancing conductivity in micro-fractures
CA3109079A1 (en) * 2018-07-30 2020-02-06 Downhole Chemical Solutions, Llc Composition and method for breaking friction reducing polymer for well fluids
CN110776901A (zh) * 2019-03-07 2020-02-11 北京盛昌百年石油科技有限公司 一种压裂用的环保减阻剂及其制备方法
WO2021236096A1 (en) * 2020-05-22 2021-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Enhanced friction reducers for water-based fracturing fluids
US11448059B2 (en) 2020-08-06 2022-09-20 Saudi Arabian Oil Company Production logging tool
US11326092B2 (en) 2020-08-24 2022-05-10 Saudi Arabian Oil Company High temperature cross-linked fracturing fluids with reduced friction
CN112358027A (zh) * 2020-11-03 2021-02-12 西南石油大学 一种石油压裂酸化用压裂液处理装置

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5067508A (en) * 1990-11-16 1991-11-26 Conoco Inc. Activation of water-in-oil emulsions of friction reducing polymers for use in saline fluids
US7237610B1 (en) * 2006-03-30 2007-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use
WO2008020388A2 (en) * 2006-08-17 2008-02-21 Schlumberger Canada Limited Friction reduction fluids
US20080045422A1 (en) * 2006-08-16 2008-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
RU2369626C2 (ru) * 2004-01-27 2009-10-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3730275A (en) * 1971-02-16 1973-05-01 Continental Oil Co Method using low friction loss liquid composition having resistance to shear degradation
US4573488A (en) * 1984-04-12 1986-03-04 The Dow Chemical Company Additives for nonaqueous liquids
US4881566A (en) * 1988-10-11 1989-11-21 Conoco Inc. Method for reducing pressure drop in the transportation of drag reducer
US5236046A (en) * 1988-10-17 1993-08-17 Texaco Inc. Heteropolysaccharide preparation and use thereof as a mobility control agent in enhanced oil recovery
US20050028979A1 (en) * 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US7426961B2 (en) 2002-09-03 2008-09-23 Bj Services Company Method of treating subterranean formations with porous particulate materials
US6364018B1 (en) 1996-11-27 2002-04-02 Bj Services Company Lightweight methods and compositions for well treating
US6059034A (en) 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6330916B1 (en) 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6649572B2 (en) 1997-05-27 2003-11-18 B J Services Company Polymer expansion for oil and gas recovery
US6387853B1 (en) 1998-03-27 2002-05-14 Bj Services Company Derivatization of polymers and well treatments using the same
AU2001281100A1 (en) * 2000-08-03 2002-02-18 Hercules Incorporated Reduced molecular weight galactomannans oxidized by galactose oxidase
US6844296B2 (en) 2001-06-22 2005-01-18 Bj Services Company Fracturing fluids and methods of making and using same
US20030114315A1 (en) * 2001-12-12 2003-06-19 Clearwater, Inc. Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery
US7199084B2 (en) * 2002-03-21 2007-04-03 Schlumberger Technology Corporation Concentrated suspensions
US8895480B2 (en) 2004-06-04 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using guar-based well treating fluid
US7322411B2 (en) 2005-01-12 2008-01-29 Bj Services Company Method of stimulating oil and gas wells using deformable proppants
US7506689B2 (en) * 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7287593B2 (en) * 2005-10-21 2007-10-30 Schlumberger Technology Corporation Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers
US7494711B2 (en) 2006-03-08 2009-02-24 Bj Services Company Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation
US7931087B2 (en) 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
US7776796B2 (en) * 2006-03-20 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Methods of treating wellbores with recyclable fluids
CN101528889A (zh) * 2006-08-17 2009-09-09 普拉德研究及开发股份有限公司 降阻流体
WO2008092078A1 (en) * 2007-01-26 2008-07-31 Bj Services Company Fracture acidizing method utilizing reactive fluids and deformable particulates
US7699106B2 (en) * 2007-02-13 2010-04-20 Bj Services Company Method for reducing fluid loss during hydraulic fracturing or sand control treatment
US20080217012A1 (en) * 2007-03-08 2008-09-11 Bj Services Company Gelled emulsions and methods of using the same
US20100200239A1 (en) * 2009-02-09 2010-08-12 Kemira Chemicals, Inc. Friction reducing compositions for well treatment fluids and methods of use
US8030250B2 (en) 2009-07-17 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Method of treating subterranean formations with carboxylated guar derivatives
CN102022105B (zh) * 2010-10-21 2014-02-26 中国石油化工股份有限公司 缝洞型碳酸盐岩储层大型复合酸压方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5067508A (en) * 1990-11-16 1991-11-26 Conoco Inc. Activation of water-in-oil emulsions of friction reducing polymers for use in saline fluids
RU2369626C2 (ru) * 2004-01-27 2009-10-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва
US7237610B1 (en) * 2006-03-30 2007-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use
US20080045422A1 (en) * 2006-08-16 2008-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods
WO2008020388A2 (en) * 2006-08-17 2008-02-21 Schlumberger Canada Limited Friction reduction fluids

Also Published As

Publication number Publication date
CA2841418C (en) 2017-05-16
CN103732718A (zh) 2014-04-16
CO6862135A2 (es) 2014-02-10
IN2014DN00219A (ru) 2015-06-05
AU2012290709B2 (en) 2015-08-20
BR112014002036A2 (pt) 2017-02-21
EP2737001A1 (en) 2014-06-04
CA2841418A1 (en) 2013-02-07
MX2014001175A (es) 2014-05-13
AU2012290709A1 (en) 2014-01-23
RU2014107753A (ru) 2015-09-10
WO2013019308A1 (en) 2013-02-07
CN103732718B (zh) 2017-06-13
EP2737001B1 (en) 2018-05-30
US20130025867A1 (en) 2013-01-31
ZA201400289B (en) 2014-10-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2614825C2 (ru) Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера
US8916507B2 (en) Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof
US7806182B2 (en) Stimulation method
US8043999B2 (en) Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes
US8354360B2 (en) Method of subterranean formation treatment
US9475974B2 (en) Controlling the stability of water in water emulsions
US20080087432A1 (en) Friction Loss Reduction in Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids Using Low Molecular Weight Water-Soluble Polymers
US20100184630A1 (en) Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation
EA020002B1 (ru) Способ обработки подземного пласта, пронизанного буровой скважиной
US20100179076A1 (en) Filled Systems From Biphasic Fluids
US20170190956A1 (en) Aqueous emulsions for crosslinking
US8579029B2 (en) System, method and treatment fluid for controlling fines migration
Quintero et al. Successful application of a salt tolerant high viscous friction reducer technology: past and present
CA3137118C (en) Cationic formation stabilizers compatible with anionic friction reducing polymers
AU2015255973A1 (en) High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids
AU2022204154B2 (en) Water soluble polymers for fiber dispersion
US20240067867A1 (en) Friction Reducers, Fluid Compositions and Uses Thereof
WO2019236961A1 (en) Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
WO2016201013A1 (en) Fracturing aid

Legal Events

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

Effective date: 20200607