RU2621233C1 - Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости - Google Patents
Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2621233C1 RU2621233C1 RU2015144397A RU2015144397A RU2621233C1 RU 2621233 C1 RU2621233 C1 RU 2621233C1 RU 2015144397 A RU2015144397 A RU 2015144397A RU 2015144397 A RU2015144397 A RU 2015144397A RU 2621233 C1 RU2621233 C1 RU 2621233C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- process fluid
- water
- well
- fluid
- viscosity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 146
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 143
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 99
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 51
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 13
- 229920003170 water-soluble synthetic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical group [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 9
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims description 6
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 50
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 50
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 50
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 33
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 12
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 12
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 12
- 239000002585 base Substances 0.000 description 11
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 11
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 11
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 10
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 8
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 6
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- -1 xanthan Chemical class 0.000 description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- XYIBRDXRRQCHLP-UHFFFAOYSA-N ethyl acetoacetate Chemical compound CCOC(=O)CC(C)=O XYIBRDXRRQCHLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 2
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 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 1
- GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N Alpha-Lactose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 description 1
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 1
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 1
- 125000002777 acetyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 230000008275 binding mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008101 lactose Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000007248 oxidative elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000007096 poisonous effect Effects 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007348 radical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000006894 reductive elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M sodium chlorite Chemical compound [Na+].[O-]Cl=O UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960002218 sodium chlorite Drugs 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/84—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
- C09K8/905—Biopolymers
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto
- B08B9/02—Cleaning pipes or tubes or systems of pipes or tubes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—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
- C09K8/84—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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- 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
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
Abstract
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС). Способ отработки скважины включает стадии: создание технологической жидкости, содержащей воду, один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, присутствующих в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП, один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение технологической жидкости в скважину и направление этой жидкости в одну из частей скважины, характеризующуюся расчетной температурой менее 100ºF (37,8ºС). Способ обработки скважины включает стадии: создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, которые присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой технологической жидкости, введение в скважину второй технологической жидкости и их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины, имеющей расчетную температуру менее 100ºF (37,8ºС). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности способа при низких температурах. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 5 табл.
.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
Настоящая заявка испрашивает приоритет даты заявки на патент США № 13/166442, поданной 22 июня 2011 г.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к области добычи нефти или природного газа и перекачивания нефти или газа по трубопроводу.
Уровень техники
Водорастворимые полимеры, используемые в технологических жидкостях
К обычным водорастворимым полимерам, широко используемым в жидкостях для обработки скважин, относятся полисахариды и синтетические полимеры.
В контексте настоящего документа термин «полисахарид» в широком смысле может охватывать модифицированные полисахариды или производные полисахаридов. В контексте настоящего документа термин «модифицированный» или «производный» означает соединение или вещество, образованное в ходе химического процесса из исходного соединения или вещества, при этом в производном соединении сохраняется химическая структура исходного соединения. Одним из примеров процесса модификации или получения производных является замещение.
Полимеры на основании структуры их раствора в жидких водных средах можно классифицировать как одноцепные или разветвленные. К примерам одноцепных полисахаридов, широко применяемых в нефтепромысловом деле, относятся гуар, производные гуара и производные целлюлозы. Гуаровые полимеры, получаемые из плодов гуарового дерева, с химической точки зрения представляют собой галактоманнан. К примерам разветвленных полисахаридов относятся ксантан, диутан и склероглюкан, а также производные любого из них. Без связи с какой-либо теорией в настоящее время полагают, что структура раствора разветвленных полисахаридов похожа на спираль или иное переплетение.
Ксантановая смола (обычно именуемая просто «ксантан») является полисахаридом, получаемым из бактериальной оболочки Xanthomonas campestris. Он образуется в ходе ферментации глюкозы, сахарозы или лактозы бактериями Xanthomonas campestris. Диутановая смола (обычно именуемая просто «диутан») представляет собой другой разветвленный полисахарид, который иногда используют для увеличения вязкости технологических жидкостей.
Другим примером водорастворимых синтетических полимеров, широко используемых для обработки скважин, являются полиакриламиды или производные полиакриламидов. Некоторые акриламиды или их производные можно классифицировать как разветвленные полимеры.
Потенциальные источники воды, используемой в технологических жидкостях
Непресноводные источники воды, предназначенной к использованию в жидкостях для обработки скважин, могут включать поверхностные воды, начиная со слабоминерализованной воды и до морской воды, солевых растворов, возвратной воды (иногда именуемой обратным притоком) подачи технологической жидкости в скважину, неиспользуемой технологической жидкости и добытой вместе с нефтью воды. В контексте настоящего документа солевой раствор означает воду с общей концентрацией растворенной твердой фазы, по меньшей мере, 40000 мг/л.
Другим потенциальным источником воды, предназначенной к использованию в жидкостях для обработки скважин, могут являться «проталкивающие тампоны», то есть местные скопления воды, загущенные разветвленным полисахаридом и используемые для проталкивания текучих сред с целью очистки нефте- или газопроводов, расположенных у поверхности земли или морского дна.
В некоторых случаях, однако, вода обратного притока может иметь нежелательно высокую вязкость из-за остаточного увеличивающего вязкость полимера, который может быть или не быть поперечносшитым и который не полностью разрушился в скважине до истечения из нее. Точно так же проталкивающий тампон может иметь нежелательно высокую для использования в технологической жидкости для обработки скважины вязкость. Чтобы использовать такую воду обратного притока или проталкивающий тампон для создания другой технологической жидкости, может оказаться необходимым снижение остаточной вязкости.
Разжижитель полисахарида или сшитого полисахарида
Уменьшение вязкости загущенной жидкости именуется «разжижение» технологической жидкости. Химикаты, применяемые для уменьшения вязкости жидкостей гидроразрыва, называют разжижителями. Другие типы загущенных технологических жидкостей также нужно разжижать, чтобы удалить их из ствола скважины или подземного пласта.
Термин «разжижение» не подразумевает обязательного механизма. Например, в случае сшитого загустителя одним из путей уменьшения вязкости является разрушение поперечных связей. В другом случае, разжижитель может уменьшать молекулярный вес водорастворимого полимера путем рассечения длинной полимерной цепи. По мере того, как длина полимерной цепи уменьшается, вязкость жидкости падает. Этот процесс может происходить независимо от каких-либо поперечных связей, имеющихся между полимерными цепями.
Разжижители необходимо подбирать в соответствии с требованиями в каждой конкретной ситуации. Во-первых, важно понимать общий принцип действия разжижителей. Например, при уменьшении вязкости жидкости гидроразрыва или жидкости для постановки гравийных фильтров до вязкости, близкой к вязкости воды, разжижитель должен поддерживать критически важное равновесие. Преждевременное уменьшение вязкости во время закачивания технологической жидкости может поставить под удар всю операцию обработки. Ненадлежащее уменьшение вязкости технологической жидкости после закачивания также может снизить добычу, если не достигнута необходимая проводимость.
Химические разжижители, используемые для уменьшения вязкости жидкости, загущенной полимером-загустителем, таким как гуаровые полимеры или их производные, и используемой для гидроразрыва или других подземных операций, как правило, подразделяются на три класса: окислители, ферменты и кислоты. Все эти материалы уменьшают вязкость технологической жидкости путем разрыва полимерной цепи. Действие разжижителей основано на расщеплении основной цепи полимера путем гидролиза ацетиловой группы или расщепления гликозидных связей или окислительного/восстановительного расщепления или свободнорадикального разрыва или сочетания этих процессов. Разжижитель следует подбирать на основании его поведения в условиях по температуре, рН, времени и заданному профилю вязкости каждого конкретного вида обработки.
Технологические жидкости, загущенные разветвленным полисахаридом, могут труднее поддаваться разжижению, чем жидкости, загущенные одноцепным полисахаридом. В частности, имеется мало способов, подходящих для снижения вязкости жидкости, загущенной разветвленным полисахаридом при низких температурах (менее 120°F или 49°С), которым, к тому же, свойственны различные недостатки. Например, использование гипохлорита вызывает коррозию и может не обеспечивать достаточной задержки разжижения. Для используемого в настоящее время персульфата при низкой температуре требуется высокая концентрация. Использование окислителей, таких как хлорит натрия, ограничивается применением при высоких температурах; может иметь место бурная реакция, вызывающая воспламенение, когда в данном процессе используют восстановители. Ферменты недостаточно эффективны в отношении разветвленных полисахаридов, таких как ксантан, при низких температурах.
Сообщается, что перборат и этилацетоацетат («ЕАА») натрия пригодны для уменьшения вязкости жидкости, загущенной типичной ксантановой смолой («XANVIS»), при температурах до 80º F (27ºС). См. Технический бюллетень, выпущенный Kelco Oilfield Group и озаглавленный «Breaker Application», revised 01/04. Однако недавно Halliburton сообщил, что используя опубликованную рецептуру невозможно разжижить загущенную ксантаном технологическую жидкость при очень низкой температуре и что в публикации приведено недостаточно подробностей для того, чтобы пользователь мог оптимизировать состав разжижителя для заданного набора условий. Патентная публикация США № US 2008/0176770 А1, опубликованная 24 июля 2008 г., на имя Michael W. Sanders и др. включается в настоящий документ во всей своей полноте путем ссылки.
Технологическая жидкость для обработки скважины, необязательно, может содержать активатор или замедлитель, предназначенные, помимо прочего, для оптимизации скорости разжижения, обеспечиваемого разжижителем. К ранее известным примерам таких активаторов относятся кислотообразующие материалы, хелатное железо, медь, кобальт и восстанавливающие сахара. К ранее известным примерам замедлителей относятся тиосульфат натрия, метанол и диэтилентриамин.
Сущность изобретения
В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, персульфатное соединение, активированное сильным основанием, может быть использовано для разжижения при низкой температуре технологической жидкости, загущенной разветвленным полисахаридом. Разжижающая система настоящего изобретения может быть использована в области нефтедобычи или эксплуатации трубопроводов, когда в технологической жидкости, обладающей нежелательно высокой вязкостью, присутствует разветвленный полисахарид. Она особенно хорошо подходит для низких и очень низких температур.
Отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области. Многочисленные изменения, которые могут быть произведены специалистами в данной области, соответствуют сущности изобретения.
Подробное описание предпочтительных на настоящий момент и наилучшего вариантов осуществления изобретения
Общие определения и терминология
Подразумевается, что в контексте настоящего документа слова «содержит», «имеет», «включает» и их грамматические формы имеют открытое, неограничительное значение, не исключающее дополнительных элементов или стадий.
В контексте настоящего документа, если специально не указано иное, физическое состояние (например, твердое или жидкое) вещества (или смеси веществ) и другие физические свойства определены при температуре 77°F (25°С) и давлении 1 атмосфера (Стандартные лабораторные условия) без сдвигающего усилия.
Большинство технологических жидкостей представляют собой неньютоновские жидкости. Таким образом, кажущаяся вязкость жидкости применима только при определенном наборе условий, включая соотношение напряжения сдвига и скорости сдвига, что должно быть указано или ясно из контекста. Если не указано иное, в настоящем описании кажущуюся вязкость жидкости (исключая какую-либо взвешенную твердую фазу крупнее илистых частиц) измеряют вискозиметром типа Fann Model 35 при скорости сдвига 511 л/с, температуре 77°F (25°С) и давлении 1 атмосфера. Кажущуюся вязкость выражают в сантипуазах (сП). Для сравнения, вязкость чистой воды равна 1 сП. В нефтепромысловом деле и в настоящем описании, если контекст не указывает на иное, подразумевается, что «вязкость» в действительности означает кажущуюся вязкость.
В контексте настоящего документа, если специально не указано иное, материал считается «растворимым» в жидкости, если, по меньшей мере, 10 граммов этого материала может быть растворено в одном литре жидкости при 77°F (25°С) и 1 атмосфере за 2 часа, и считается «нерастворимым», если растворяется меньше этого количества. Как ясно специалистам в данной области, растворимость определенного материала в воде может зависеть от ее минерализации, рН или наличия в воде других добавок. Следовательно, минерализация, рН, подбор добавок могут быть изменены с целью облегчения растворения в водном растворе.
Если не указано иное, любые сомнения относительно того, какие единицы измерения, американской или британской системы мер и весов, применены в случае, когда имеются отличия, подразумеваются американские единицы. Например, «gal/Mgal» означает галлонов США на тысячу галлонов США.
В контексте настоящего документа определения «первый», «второй», «третий» могут быть присвоены произвольно и нужны лишь для отличия двух или нескольких текучих сред, водных растворов и т.д., в зависимости от конкретного случая, которые могут быть использованы в соответствии с изобретением. Таким образом, следует понимать, что использование термина «первый» не означает, что обязательно имеется что-либо «второе», и использование слова «второй» не означает наличия чего-либо «третьего» и т.д. Кроме того, следует понимать, что использование термина «первый» не означает, что данный элемент или стадия являются самыми первыми в какой-либо последовательности, это просто, по меньшей мере, один из элементов или стадий. Точно так же использование терминов «первый» или «второй» не означает, что обязательно имеется какая-либо последовательность, например «первый» необязательно предшествует «второму». Кроме того, использование таких терминов не исключает наличия промежуточных элементов или стадий между «первым» и «вторым» элементами или стадиями и т.п.
Общие цели и варианты применения изобретения
Технологические жидкости, загущенные разветвленным полисахаридом, очень широко применяют в операциях постановки гравийных фильтров, иногда в операциях гидроразрыва и, изредка, для иной обработки скважин. К примерам разветвленных полисахаридов относятся диутан, склероглюкан и ксантан.
Имеется ряд ситуаций, в которых было бы желательно иметь возможность разжижения жидкости, загущенной разветвленным полисахаридом, при низкой температуре. Поверхностные или приповерхностные операции при температуре, как правило, менее 100°F (37,8°С) включают, например:
(а) разжижение обратного притока из скважины жидкости, в которой разветвленный полисахарид был использован для увеличения вязкости технологической жидкости, применяемой для обработки скважины;
(b) разжижение неиспользованных технологических жидкостей, которые были загущены разветвленным полисахаридом, но не были закачаны в скважину. Это случается, например, когда вся подготовленная жидкость фактически не потребовалась;
(с) разжижение проталкивающих тампонов, то есть, когда местное скопление воды, загущенной разветвленным полисахаридом, используют для проталкивания жидкостей с целью очистки нефте- или газопровода, расположенного вблизи поверхности земли или морского дна.
Поверхностные операции, как правило, осуществляют на буровой или недалеко от скважины. Такие операции более экономичны, если не требуют обязательного нагревания жидкости для уменьшения нежелательной вязкости.
Варианты внутрискважинного применения при температурах, которые могут быть менее 100°F, включают, например: (а) жидкости для постановки гравийных фильтров, используемые в мелких скважинах; и (b) проталкивающие тампоны, например, скопления воды, которые проталкивают другие жидкости в скважине или подземном пласте.
Такие варианты внутрискважинного применения были бы более экономически эффективными, если бы не требовалось обязательного нагревания технологической жидкости для уменьшения нежелательной вязкости.
Например, в некоторых случаях обработки скважины желательно обеспечить отсроченное разжижение жидкости, загущенной разветвленным полисахаридом, в скважине при температуре менее 100ºF (37,8Сº).
Разветвленные полисахариды обычно труднее разрушаются, чем одноцепные полисахариды. Эта проблема особенно остра при низких температурах. Вообще, для разжижения жидкости, загущенной полисахаридом, необходимо вызвать определенное количество расщеплений основной цепи полимера с тем, чтобы расщепить полимер и достигнуть заданного уменьшения вязкости жидкости. Для уменьшения вязкости количество расщеплений полимерной цепи разветвленных полисахаридов должно быть больше, чем одноцепных полисахаридов.
Однако в данной области известно, что эффективность окислителя в отношении расщепления полисахарида уменьшается с уменьшением температуры. Имеются различные окислительные системы, позволяющие уменьшить вязкость жидкости, загущенной ксантаном, при высоких и даже умеренных температурах; однако, большая их часть не обеспечивает аналогичные результаты при низких температурах, что в данном контексте означает менее 100ºF (37,8Сº). Особенно неэффективно применять для этой цели известные окислители, если температура составляет менее 100°F (37,8º).
Например, такие окислители, как гипохлориты, широко используют для разжижения загущенных жидкостей при умеренных или высоких температурах, что в данном контексте означает более 100°F. Однако, при низких температурах, менее 100°F (37,8Сº), их активность мала. Следовательно, для реализации разжижающей функции требуются высокие концентрации и избыточные объемы гипохлоритов. Даже в таких ситуациях трудно получить вязкость, сравнимую с вязкостью воды (1,0 сП), что является идеальным случаем. В той сфере применения, где нужно разжижать большие количества жидкости, загущенной ксантаном, использование огромных количеств гипохлоритных разжижителей становится чрезвычайно непрактичным и дорогостоящим.
В тех случаях, когда требуется отсроченное разжижение, например при внутрискважинных операциях, при умеренных температурах, превышающих 100°F (38°С) и более, этого можно достичь путем уменьшения концентрации окислителя. Однако имеется предел, до которого можно снижать концентрацию окислителя, так как, как указано выше, существует определенное количество обязательных расщеплений полимерной цепи, которое необходимо для достижения заданного уменьшения вязкости.
Следовательно, особенно при низких или очень низких температурах, для достижения отсроченного разжижения необходим иной механизм регулирования, нежели только концентрация сильного окислителя.
В патенте известного уровня техники на имя Halliburton описывается способ использования композиции, содержащей воду, источник пероксида водорода (например, перборат натрия) и активатор источника пероксида водорода, с целью разжижения загущенных жидкостей, используемых для обработки частей ствола скважины или пласта при температурах менее 100°F. Патентная публикация США № US 2008/0176770 А1 на имя Michael W. Sanders, Jeffrey L. Mundy, Fong Fong Foo, Rajesh K. Saini, озаглавленная «Compositions & Methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications» (Композиции и способы разрушения при очень низкой температуре повышающего вязкость полимера, используемого во внутрискважинных операциях) включается путем ссылки в настоящее описание во всей своей полноте.
Целью настоящего изобретения является обеспечение разжижающей системы, пригодной для эффективного разжижения жидкости, загущенной разветвленным полисахаридом. Этот способ особенно эффективен при низких температурах, что в данном контексте означает менее 100ºF (37,8º). Предпочтительно разжижающая система должна быть пригодной для эффективного разжижения таких разветвленных полисахаридов при очень низких температурах, что в данном контексте означает менее 90°F. Другие окислительные системы, такие как пероксиды с катализаторами, уже используют при низких температурах, особенно при очень низких температурах, с небольшим успехом. Другой целью является обеспечение разжижающей системы, которая была бы простой в использовании и недорогой.
Было обнаружено, что персульфатное соединение, активированное сильным основанием, способно разжижать жидкость, загущенную разветвленным полисахаридом, при низких и очень низких температурах.
Разжижающая система, соответствующая настоящему изобретению, может быть использована на нефтепромыслах или в трубопроводном транспорте, если в жидкости может быть использован разветвленный полисахарид. Она особенно эффективна при низких и очень низких температурах.
Широко используемым разветвленным, увеличивающим вязкость жидкости полисахаридом является ксантан. Например, ксантан обычно используют в технологических жидкостях в концентрации от, примерно, 0,25% до, примерно, 1,5% вес. относительно воды. Ксантан используют в настоящее время, например, в низкотемпературных гравийных фильтрах и при гидроразрыве/расклинивании трещин. Например, 0,2% ксантан обладает некоторой эластичностью; ожидается, что эластичность сохраняется при концентрации до, примерно, 0,1% вес. ксантана в воде. Любой обратный приток жидкости из скважины или любая неиспользованная технологическая жидкость, обладающая вязкостью более 5 сП, может являться кандидатом на разжижение при низкой температуре перед иным использованием, особенно, перед иным использованием в скважине или уничтожением.
Дополнительным преимуществом данной разжижающей системы является использование небольших относительных объемов, что делает данную систему привлекательной и практичной для полевых условий. Разжижающая система может представлять собой простую и недорогую двухкомпонентную систему.
Другим преимуществом композиций и способов, соответствующих настоящему изобретению, является возможность разжижения жидкости, загущенной разветвленным полисахаридом, регулируемым образом при низкой или очень низкой температуре, то есть расщепление полимера не является мгновенным и может проходить относительно медленно. Скорость разжижения жидкости можно регулировать, в том числе путем изменения концентрации персульфата или молярного отношения персульфата к щелочи.
В предпочтительном на настоящий момент варианте осуществления используют простую двухкомпонентную разжижающую систему, содержащую персульфат натрия и гидроксид натрия. Данная разжижающая система способна разжижать жидкость с концентрацией ксантана 60 фунтов на тысячу галлонов США (27 кг/3,78 м3=7,2 кг/м3) до очень малой вязкости – 3 сП или менее при 85°F (29°С) за очень короткое время - 24 часа.
Без связи с какой-либо теорией полагают, что персульфат-анион может образоваться из свободного сульфат-радикала, окислительно-восстановительный потенциал которого оценивается, как равный 2,6 В. Эти частицы затем могут инициировать свободнорадикальную реакцию, вызывающую разжижение загущенных жидкостей. В разжижающей системе настоящего изобретения сочетание персульфата и щелочи вызывает образование свободных радикалов, которые могут расщеплять ксантан.
Кажущаяся вязкость подлежащей разжижению жидкости составляет более 5 сП. Предпочтительно кажущаяся вязкость подлежащей разжижению жидкости составляет более 10 сП. Более предпочтительно кажущаяся вязкость подлежащей разжижению жидкости лежит в диапазоне от 10 сП до 50 сП.
Предпочтительно разветвленный полисахарид присутствует в технологической жидкости в количестве, по меньшей мере, 0,24% вес. воды (20 фунтов/1000 галлонов (2,4 кг/м3)), более предпочтительно в диапазоне от 0,24% вес. воды (20 фунтов/1000 галлонов (2,4 кг/м3)) до, примерно, 1% вес. воды (около 80 фунтов/1000 галлонов (9,6 кг/м3)).
Персульфат присутствует в концентрации, достаточной для уменьшения вязкости жидкости, содержащей воду и разветвленный полисахарид. Концентрация персульфата и сильного основания может быть подобрана так, чтобы облегчить регулирование времени разжижения. Например, персульфат предпочтительно присутствует в подлежащей разжижению жидкости в концентрации, по меньшей мере, около 0,4% вес. (около 3,6 кг/м3) воды, более предпочтительно в диапазоне от, примерно, 0,5% вес. (около 4,8 кг/м3) до, примерно, 3% вес. (около 30 кг/м3) воды.
Технологическую жидкость, соответствующую настоящему изобретению, предпочтительно нагнетают при температуре менее 150°F (65°С). Этот температурный диапазон соответствует диапазону нормальной температуры окружающей среды в устье скважины и позволяет избежать необходимости какого-либо нагревания технологической жидкости. Данная технологическая жидкость особенно хорошо подходит для нагнетания при температуре менее 100°F (38°С). Технологические жидкости и способы, соответствующие настоящему изобретению, особенно целесообразны при низких температурах, при которых жидкости, загущенные ксантаном, труднее разжижаются, то есть, если расчетная температура подземного пласта составляет менее 100°F (38°С).
Кроме того, на данный момент полагают, что эта разжижающая система, состоящая из персульфата и сильного основания, будет функционировать и в отношении других водорастворимых полимеров. Более конкретно, в настоящее время ожидается, что данная разжижающая система будет эффективно разжижать водорастворимые синтетические полимеры, такие как полимеры, используемые в качестве понизителей трения в технологических жидкостях. Еще более конкретно, в настоящее время ожидается, что данная разжижающая система будет эффективно разжижать технологическую жидкость, содержащую водорастворимый полиакриламид или его производные.
Поверхностные или глубинные операции
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, им обеспечиваются способы снижения вязкости жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП, при этом вязкая жидкость содержит разветвленный полисахарид, растворенный в воде. Данный способ включает стадию обеспечения контакта вязкой жидкости с: (i) одним или несколькими водорастворимыми персульфатами; и (ii) одним или несколькими сильными основаниями. Предпочтительно, стадию обеспечения контакта проводят при одной или нескольких температурах, не превышающих 150ºF (65ºС). Более предпочтительно стадию обеспечения контакта проводят при одной или нескольких температурах, не превышающих 100ºF (37,8Сº).
Данные способы пригодны для использования при очень низких температурах, при этом стадию обеспечения контакта проводят при одной или нескольких температурах, не превышающих 90°F (32,2°С). Наиболее предпочтительно стадию обеспечения контакта проводят при одной или нескольких температурах, не превышающих 80°F (26,7°С).
Как уже было описано более подробно, эти способы пригодны для нескольких вариантов применения, включающих, например, обработку обратного притока воды, неиспользованной технологической жидкости, очистку трубопровода и т.д.
Предпочтительно стадия обеспечения контакта дополнительно включает перемешивание. Перемешивание может быть выполнено любым традиционным способом.
Один или несколько водорастворимых персульфатов могут быть использованы в любой удобной форме, такой как твердый материал в форме частиц или предварительно растворенный в водном растворе. Точно так же одно или несколько сильных оснований могут быть использованы в любой удобной форме, такой как твердый материал в форме частиц или предварительно растворенный в водном растворе.
Предпочтительно на стадии обеспечения контакта технологическую жидкость не разбавляют более чем на 10% об. Более предпочтительно на стадии обеспечения контакта технологическую жидкость не разбавляют более чем на 5% об.
Подлежащая разжижению жидкость может принадлежать к различным источникам или типам. Чаще всего ожидается, что подлежащая разжижению жидкость будет жидкостью, в которой непрерывная фаза содержит разветвленный полисахарид, растворенный в воде. Преимущественно, вода может представлять собой солевой раствор.
В одном из вариантов осуществления изобретения разветвленный полисахарид присутствует в воде, по меньшей мере, в достаточной концентрации, так что подлежащая разжижению жидкость обладает вязкостью более 5 сП. Предпочтительно кажущаяся вязкость жидкости, подлежащей разжижению, превышает, примерно, 10 сП. Более предпочтительно кажущаяся вязкость жидкости, подлежащей разжижению, лежит в диапазоне от, примерно, 10 сП до, примерно, 50 сП. Например, жидкость, содержащая 20 фунтов/1000 галлонов (2,4 кг/м3) ксантана в водопроводной воде, обладает кажущейся вязкостью, измеренной вискозиметром типа Fann Model 35 при 300 об/мин (скорость сдвига 511 с-1), 10 сП.
В одном из вариантов осуществления изобретения разветвленный полисахарид представляет собой ксантан.
Предпочтительно весовое отношение одного или нескольких персульфатов к разветвленному полисахариду в жидкости составляет, по меньшей мере, от 0,5 до 1. В другом варианте осуществления изобретения концентрация одного или нескольких персульфатов равна, по меньшей мере, 30 фунтов/1000 галлонов (3,6 кг/м3) вязкой жидкости.
Предпочтительно один или несколько персульфатов подбирают из группы, состоящей из персульфата натрия, персульфата калия, персульфата аммония и любого их сочетания. Более предпочтительно один или несколько персульфатов подбирают из группы, состоящей из персульфата натрия, калия и любого их сочетания.
В одном из вариантов осуществления изобретения молярное отношение одного или нескольких сильных оснований в пересчете на гидроксид к одному или нескольким персульфатам составляет, по меньшей мере, от 0,5 до 1.
Предпочтительно одно или несколько сильных оснований подбирают из группы, состоящей из гидроксида натрия, гидроксида калия, карбоната натрия, карбоната калия и любого их сочетания. Наиболее предпочтительно одно или несколько сильных оснований подбирают из группы, состоящей из гидроксида натрия, гидроксида калия и любого их сочетания.
Отсроченное разжижение жидкости для обработки скважин
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения им обеспечиваются способы отработки скважины, при этом эти способы включают стадии: (а) создание технологической жидкости, содержащей: (i) воду; (ii) один или несколько разветвленных полисахаридов, при этом разветвленные полисахариды присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5сП; (iii) один или несколько персульфатов; и (iv) одно или несколько сильных оснований; и (b) введение технологической жидкости в скважину и направление технологической жидкости в одну из частей скважины. Предпочтительно эта часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 150°F. Более предпочтительно эта часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 100°F.
Данные способы пригодны для использования при очень низких температурах, при этом часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 90ºF. Наиболее предпочтительно часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 70ºF (21,1°С).
Предпочтительно вода происходит из любого приемлемого источника, который не содержит компонентов, могущих изменять химизм гидратации полисахарида, химизм разжижения, мешать целевому использованию загущенной технологической жидкости или использованию этой жидкости после разжижения.
Предпочтительно описываемые способы дополнительно включают стадии: (а) после стадии введения в скважину, обеспечение возможности разжижения технологической жидкости в данной части скважины; и, затем, (b) отток жидкости из скважины.
Технологическая жидкость может дополнительно содержать пропант или гравий.
Стадия введения технологической жидкости в скважину может дополнительно включать введение под давлением, превышающим давление гидроразрыва подземного пласта.
Стадия введения технологической жидкости может дополнительно включать: постановку гравийного фильтра под давлением ниже давления гидроразрыва подземного пласта.
Постадийное применение жидкости для обработки скважин
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения им обеспечиваются способы отработки скважины, при этом эти способы включают стадии: (а) создание первой технологической жидкости, содержащей: (i) воду; (ii) один или несколько разветвленных полисахаридов, при этом разветвленные полисахариды присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП; (b) создание второй технологической жидкости, содержащей: (i) один или несколько персульфатов; и (ii) одно или несколько сильных оснований; (с) введение в скважину первой технологической жидкости; (d) введение в скважину второй технологической жидкости; и (е) направление первой технологической жидкости и второй технологической жидкости так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины. Предпочтительно эта часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 150ºF (65ºС). Более предпочтительно эта часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 100ºF (37,8ºС).
Данные способы пригодны для использования при очень низких температурах, при этом часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 90°F. Наиболее предпочтительно часть скважины характеризуется расчетной температурой менее 70°F (21,1ºС).
Предпочтительно вода происходит из любого приемлемого источника, который не содержит компонентов, могущих изменять химизм гидратации полисахарида, химизм разжижения, мешать целевому использованию загущенной технологической жидкости или использованию этой жидкости после разжижения.
Предпочтительно описываемый способ дополнительно включает стадии: (а) после стадии направления первой технологической жидкости и второй технологической жидкости так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины, обеспечение возможности разжижения второй технологической жидкостью первой технологической жидкости в данной части скважины; и, затем, (b) отток жидкости из скважины.
Стадия введения первой технологической жидкости в скважину может предшествовать стадии введения в скважину второй технологической жидкости. В другом варианте осуществления изобретения стадию введения в скважину первой технологической жидкости проводят после стадии введения в скважину второй технологической жидкости. Так, вторая технологическая жидкость, содержащая один или несколько персульфатов, может быть введена в соответствии со способом вытеснения или в соответствии со способом «ядовитой пилюли».
В одном из вариантов осуществления изобретения первая технологическая жидкость может дополнительно содержать пропант или гравий.
В одном из вариантов осуществления изобретения стадия введения в скважину первой технологической жидкости дополнительно включает введение под давлением, превышающим давление гидроразрыва подземного пласта.
В другом варианте осуществления изобретения стадия введения первой технологической жидкости дополнительно включает: постановку гравийного фильтра под давлением ниже давления гидроразрыва подземного пласта.
Примеры
Общая процедура: в смесительный резервуар помещают воду и ксантан и дают возможность ксантану полностью гидратироваться. Измеряют вязкость жидкости в начале (то есть, после гидратации ксантана); добавляют персульфат натрия и гидроксид натрия; помещают образец для испытания в термостат; измеряют вязкость в динамике по времени.
Если не указано иное, вода, использованная в этих примерах, представляла собой пресную водопроводную воду. Персульфат натрия иногда именуется просто «персульфат». Гидроксид натрия иногда именуется просто «гидроксид».
Все температуры приведены в градусах Фаренгейта (°F).
Во всех экспериментах кажущуюся вязкость в сантипуазах (сП) измеряли вискозиметром типа Fann Model 35, используя ротор R1, подвеску B1, пружину F1 при 300 об/мин, что эквивалентно скорости сдвига 511 с-1. Показания вязкости снимали на 1/5 пружины вискозиметра Fann 35. Начальные показания вязкости снимали для загущенной жидкости при комнатной температуре (около 77°F (25°С)). Все другие показания снимали для образца для испытаний, помещенного в термостат с известной температурой. Образцы помещали в термостат с известной температурой. Каждый день бутылки вынимали из термостата и немедленно проводили испытания на вискозиметре Fann 35.
Используемая концентрация ксантана составляла 60 фунтов/1000 галлонов (7,2 кг/м3) в пресной водопроводной воде или в солевом растворе 9,1 частей NaCl на галлон. Начальная вязкость жидкости составляла 39,0 сП. Используемый персульфат представлял собой персульфат натрия. Используемый гидроксид представлял собой гидроксид натрия. Концентрации персульфата приведены в фунтах на 1000 галлонов (1 фунт/1000 галлонов=0,12 кг/м3). Концентрации гидроксида приведены в молярном отношении к концентрации персульфата. Технологическая жидкость считалась разжиженной, когда была зафиксирована вязкость 3,0 сП или менее.
Для жидкости, содержащей 60 фунтов/1000 галлонов ксантана в пресной водопроводной воде при 85°F (29,4°С), в таблице 1 приведено влияние изменения молярного отношения гидроксида к персульфату на время разжижения при использовании концентрации персульфата 50 фунтов/1000 галлонов (6,0 кг/м3).
Таблица 1 | ||||||
Содержание ксантана | Температура испытания | Концентрация персульфата натрия | Молярное отношение | Вязкость после разжижения | Время разжижения | |
Персульфат | Гидроксид | |||||
60 фунтов/1000 галлонов (7,2 кг/м3) в водопроводной воде | 85ºF 29,4ºС |
50 фунтов/1000 галлонов (6,0 кг/м3) (0,60% вес/об) | 1,0 | 0,5 | 3,0 сП | 10 дн. (240 ч) |
1,0 | 0,6 | 3,0 сП | 8 дн. (192 ч) | |||
1,0 | 0,7 | 3,0 сП | 6 дн. (144 ч) | |||
1,0 | 0,8 | 3,0 сП | 5 дн. (120 ч) | |||
1,0 | 0,9 | 3,0 сП | 4 дн. (96 ч) | |||
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 3 дн. (72 ч) | |||
1,0 | 1,1 | 2,5 сП | 3 дн. (72 ч) | |||
1,0 | 1,2 | 2,5 сП | 3 дн. (72 ч) | |||
1,0 | 1,3 | 3,0 сП | 2 дн. (48 ч) | |||
1,0 | 1,4 | 2,5 сП | 2 дн. (48 ч) | |||
1,0 | 1,5 | 3,0 сП | 1 день (24 ч) | |||
1,0 | 3,0 | 1,5 сП | 1 день (24 ч) | |||
1,0 | 4,5 | 1,5 сП | 1 день (24 ч) | |||
1,0 | 6,0 | 1,0 сП | 1 день (24 ч) |
Для жидкости, содержащей 60 фунтов/1000 галлонов ксантана в водопроводной воде при 85°F (29,4°С), в таблице 2 приведено влияние изменения молярного отношения гидроксида к персульфату на время разжижения при использовании концентрации персульфата 40 фунтов/1000 галлонов (4,8 кг/м3).
Таблица 2 | ||||||
Содержание ксантана | Температура испытания | Концентрация персульфата натрия | Молярное отношение | Вязкость после разжижения | Время разжижения | |
Персульфат | Гидроксид | |||||
60 фунтов/1000 галлонов (7,2 кг/м3) в водопроводной воде | 85ºF 29,4ºС |
40 фунтов/ 1000 галлонов (4,8 кг/м3) (0,48% вес/об) |
1,0 | 0,5 | Неразжижен. (5,0 сП) через 12 дней | |
1,0 | 0,6 | 3,0 сП | 10 дн. (240 ч) | |||
1,0 | 0,7 | 3,0 сП | 7 дн. (168 ч) | |||
1,0 | 0,8 | 3,0 сП | 5 дн. (120 ч) | |||
1,0 | 0,9 | 3,0 сП | 5 дн. (120 ч) | |||
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 5 дн. (120 ч) | |||
1,0 | 1,1 | 3,0 сП | 4 дн. (96 ч) |
|||
1,0 | 1,2 | 3,0 сП | 3 дн. (72 ч) |
|||
1,0 | 1,3 | 2,5 сП | 3 дн. (72 ч) |
|||
1,0 | 1,4 | 2,5 сП | 3 дн. (72 ч) |
|||
1,0 | 1,5 | 2,5 сП | 3 дн. (72 ч) |
Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что при определенной температуре и определенной концентрации персульфата время разжижения можно регулировать путем выбора концентрации персульфата и молярного отношения гидроксида к персульфату.
Для жидкости, содержащей 60 фунтов/1000 галлонов ксантана в водопроводной воде при 85°F (29,4°С), в таблице 3 приведено влияние изменения концентрации персульфата на время разжижения при сохранении постоянного молярного отношения гидроксида к персульфату.
Таблица 3 | ||||||
Содержание ксантана | Температура испытания | Концентрация персульфата натрия | Молярное отношение | Вязкость после разжижения | Время разжижения | |
Персульфат | Гидроксид | |||||
60 фунтов/ 1000 галлонов (7,2 кг/м3) в водопроводной воде |
85ºF 29,4ºС |
30 фунтов/ 1000 галлонов (3,6 кг/м3) (0,36% вес/об) |
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 8 дн. (192 ч) |
40 фунтов/ 1000 галлонов (4,8 кг/м3) (0,48% вес/об) |
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 5 дн. (120 ч) | ||
50 фунтов/ 1000 галлонов (6,0 кг/м3) (0,60% вес/об) |
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 3 дн. (72 ч) |
Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что при определенной температуре, время разжижения можно регулировать путем выбора концентрации персульфата.
Для жидкости, содержащей 60 фунтов/1000 галлонов ксантана в водопроводной воде, в таблице 4 приведено влияние изменения температуры на время разжижения.
Таблица 4 | ||||||
Содержание ксантана | Температура испытания | Концентрация персульфата натрия | Молярное отношение | Вязкость после разжижения | Время разжижения | |
Персульфат | Гидроксид | |||||
60 фунтов/ 1000 галлонов (7,2 кг/м3) в водопроводной воде |
90ºF 32,2ºС |
50 фунтов/1000 галлонов (6,0 кг/м3) (0,60% вес/об) | 1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 1 день (24 ч) |
85ºF 29,4ºС |
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 3 дн. (72 ч) | ||
80ºF 26,7ºС |
1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 6 дн. (144 ч) |
Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что активированная разжижающая композиция может быть использована для эффективного разжижения загущенных ксантаном жидкостей при очень низких температурах, в данном контексте, до 80°F (26,7°С).
Для жидкости, содержащей 60 фунтов/1000 галлонов ксантана в растворе 9,1 частей NaCl на галлон при 90°F (32,2°С), в таблице 5 приведено влияние изменения молярного отношения гидроксида к персульфату на время разжижения при использовании концентрации персульфата 50 фунтов/1000 галлонов (6,0 кг/м3).
Таблица 5 | ||||||
Содержание ксантана | Температура испытания | Концентрация персульфата натрия | Молярное отношение | Вязкость после разжижения | Время разжижения | |
Персульфат | Гидроксид | |||||
60 фунтов/ 1000 галлонов |
90ºF 32,2ºС |
50 фунтов/1000 галлонов (6,0 кг/м3) | 1,0 | 0,8 | 3,0 сП | 4 дн. (96 ч) |
1,0 | 0,9 | 3,0 сП | 3 дн. (72 ч) | |||
(7,2 кг/м3) в растворе 9,1 частей NaCl на галлон | (0,60% вес/об) | 1,0 | 1,0 | 3,0 сП | 1 день (24 ч) |
Данные, приведенные в таблице 5, показывают, что при определенной температуре и определенной концентрации персульфата в соляном растворе время разжижения можно регулировать путем выбора отношения персульфат:гидроксид. Также можно видеть, что активированный щелочью персульфат пригоден для разжижения жидкостей, содержащих ксантан в солевых растворах.
Заключение
Следует понимать, что различные стадии, соответствующие настоящему изобретению, могут быть с успехом объединены или реализованы вместе в различных сочетаниях с целью повышения эффективности и получения преимуществ, обеспечиваемых настоящим изобретением.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения целей и преимуществ, указанных выше, а также присущих ему по существу. Конкретные варианты осуществления изобретения, описанные выше, являются лишь иллюстрацией, настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике различными, но эквивалентными путями, очевидными специалистам в данной области, пользующимся эффектами настоящего изобретения. Кроме того, подразумеваются, что детали конструкций или образцов, приведенных в описании, не имеют ограничений помимо содержащихся в прилагаемой формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления изобретения, описанные выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения рассматриваются как находящиеся в рамках объема и существа настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны в терминах «состоящий из», «содержащий», «включающий», различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут «состоять, по существу из» или «состоять из» различных компонентов и стадий. Во всех случаях, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой диапазон, входящие в указанный диапазон, являются определенно указанными. В частности, каждый диапазон величин (в форме «от а до b» или, эквивалентно, «от, приблизительно, а до b»), раскрываемый в настоящем описании, следует понимать как раскрывающий каждое число и диапазон, охватываемые более широким диапазоном величин. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют очевидное, обычное значение, если иное ясно и недвусмысленно не указано патентообладателем. Кроме того, неопределенные артикли (в тексте на английском языке) «а» или «an» в формуле изобретения означают один или несколько элементов, с которыми они соотносятся. Если имеется противоречие в использовании слова или термина в данном описании и одном или нескольких патентах или других документах, которые могут быть включены в него путем ссылки, следует принять определения, согласующиеся с настоящим описанием.
Claims (41)
1. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, при этом данная жидкость содержит один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, при этом водорастворимые синтетические полимеры выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов и производных полиакриламидов, при этом способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с:
(i) одним или несколькими водорастворимыми персульфатами; и
(ii) одним или несколькими сильными основаниями,
при этом стадию обеспечения контакта проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).
2. Способ по п.1, в котором вода представляет собой солевой раствор.
3. Способ по п.1, в котором на стадии обеспечения контакта жидкость не разбавляют более чем на 10% об.
4. Способ по п.1, в котором жидкость, обладающая кажущейся вязкостью более 5 сП, выбрана из группы, состоящей из жидкости обратного притока, неиспользованной жидкости для обработки скважин, проталкивающих тампонов, жидкостей для очистки трубопроводов и любого их сочетания.
5. Способ по п.1, в котором один или несколько водорастворимых синтетических полимеров присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы жидкость обладала вязкостью более 5 сП.
6. Способ по п.1, в котором один или несколько персульфатов присутствуют в весовом отношении к одному или нескольким синтетическим полимерам, растворенным в воде жидкости, по меньшей мере, от 0,5 до 1.
7. Способ по п.1, в котором молярное отношение одного или нескольких сильных оснований в пересчете на гидроксид к одному или нескольким персульфатам составляет, по меньшей мере, от 0,5 до 1.
8. Способ отработки скважины, при этом способ включает стадии:
(а) создание технологической жидкости, содержащей:
(i) воду;
(ii) один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, при этом водорастворимые синтетические полимеры выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов и производных полиакриламидов, при этом один или несколько синтетических полимеров присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП;
(iii) один или несколько водорастворимых персульфатов; и
(iv) одно или несколько сильных оснований; и
(b) введение технологической жидкости в скважину и направление технологической жидкости в одну из частей скважины,
а также стадию направления технологической жидкости в скважине в часть скважины, характеризующуюся расчетной температурой менее 100ºF (37,8ºС).
9. Способ по п.8, дополнительно включающий стадии:
(а) после стадии введения в скважину, обеспечение возможности разжижения технологической жидкости в данной части скважины; и, затем,
(b) отток жидкости из скважины.
10. Способ по п.8, в котором технологическая жидкость дополнительно содержит пропант или гравий.
11. Способ по п.8, в котором стадия введения технологической жидкости дополнительно включает введение под давлением, превышающим давление гидроразрыва подземного пласта.
12. Способ по п.8, в котором стадия введения технологической жидкости дополнительно включает постановку гравийного фильтра.
13. Способ обработки скважины, при этом способ включает стадии:
(а) создание первой технологической жидкости, содержащей:
(i) воду; и
(ii) один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, при этом водорастворимые синтетические полимеры выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов и производных полиакриламидов, при этом один или несколько синтетических полимеров присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5сП;
(b) создание второй технологической жидкости, содержащей:
(i) один или несколько водорастворимых персульфатов; и
(ii) одно или несколько сильных оснований;
(с) введение в скважину первой технологической жидкости;
(d) введение в скважину второй технологической жидкости; и
(е) направление первой технологической жидкости и второй технологической жидкости так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины,
а также стадию направления технологической жидкости в скважине в часть скважины, имеющую расчетную температуру менее 100ºF (37,8ºС).
14. Способ по п.13, дополнительно включающий стадии:
(а) после стадии направления первой технологической жидкости и второй технологической жидкости так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины, обеспечение возможности разжижения второй технологической жидкостью первой технологической жидкости в данной части скважины; и, затем,
(b) отток жидкости из скважины.
15. Способ по п.13, в котором стадию введения в скважину первой технологической жидкости проводят после стадии введения в скважину второй технологической жидкости.
16. Способ по п.13, в котором первая технологическая жидкость дополнительно содержит пропант или гравий.
17. Способ по п.13, в котором стадия введения первой технологической жидкости дополнительно включает введение под давлением, превышающим давление гидроразрыва подземного пласта.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/166,442 | 2011-06-22 | ||
US13/166,442 US9062243B2 (en) | 2011-06-22 | 2011-06-22 | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of multi-chain polymer viscosified fluid |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014101767/03A Division RU2569384C2 (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-13 | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2621233C1 true RU2621233C1 (ru) | 2017-06-01 |
Family
ID=46395711
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015144436A RU2621236C1 (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-13 | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
RU2014101767/03A RU2569384C2 (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-13 | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
RU2015144397A RU2621233C1 (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-13 | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
Family Applications Before (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015144436A RU2621236C1 (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-13 | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
RU2014101767/03A RU2569384C2 (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-13 | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9062243B2 (ru) |
EP (1) | EP2723828B1 (ru) |
AU (1) | AU2012333203B2 (ru) |
MY (1) | MY159919A (ru) |
RU (3) | RU2621236C1 (ru) |
WO (1) | WO2013066419A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9399729B2 (en) | 2013-04-04 | 2016-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
AU2015375492B2 (en) | 2015-01-08 | 2017-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activators for inorganic oxide breakers |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4560486A (en) * | 1978-06-26 | 1985-12-24 | The Dow Chemical Company | Breaker system for high viscosity fluids |
US5106518A (en) * | 1990-11-09 | 1992-04-21 | The Western Company Of North America | Breaker system for high viscosity fluids and method of use |
EA200701755A1 (ru) * | 2006-09-18 | 2008-04-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способы ограничения фильтруемости и повреждения в гидравлических разрывах пласта |
US20080176770A1 (en) * | 2007-01-23 | 2008-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
RU2338872C2 (ru) * | 2003-05-29 | 2008-11-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей |
RU2404223C2 (ru) * | 2005-08-17 | 2010-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4144179A (en) * | 1975-07-21 | 1979-03-13 | Halliburton Company | Composition for treating low temperature subterranean well formations |
US4313834A (en) * | 1978-10-02 | 1982-02-02 | Halliburton Company | High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same |
US4553601A (en) * | 1984-09-26 | 1985-11-19 | Halliburton Company | Method for fracturing subterranean formations |
US5225506A (en) * | 1992-04-24 | 1993-07-06 | Phillips Petroleum Company | Superabsorbent polymers |
US6767869B2 (en) * | 2000-02-29 | 2004-07-27 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
US6488091B1 (en) * | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
US6987083B2 (en) * | 2003-04-11 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Xanthan gels in brines and methods of using such xanthan gels in subterranean formations |
US7159658B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean zones |
US7547665B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7748456B2 (en) * | 2006-08-11 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual functional components and associated methods |
US7888295B2 (en) * | 2007-02-08 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Crosslinked polymer solutions and methods of use |
US7814980B2 (en) | 2008-04-10 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro-crosslinked gels and associated methods |
WO2010036729A2 (en) * | 2008-09-26 | 2010-04-01 | Bp Corporation North America Inc. | Wellbore treatment compositions |
CA2772172A1 (en) | 2009-09-08 | 2011-03-17 | John Mcarthur Swazey, Jr. | Methods to improve the compatibility and efficiency of powdered versions of microfibrous cellulose |
-
2011
- 2011-06-22 US US13/166,442 patent/US9062243B2/en active Active
-
2012
- 2012-06-13 AU AU2012333203A patent/AU2012333203B2/en not_active Ceased
- 2012-06-13 WO PCT/US2012/042187 patent/WO2013066419A1/en active Application Filing
- 2012-06-13 RU RU2015144436A patent/RU2621236C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-06-13 EP EP12730314.7A patent/EP2723828B1/en not_active Not-in-force
- 2012-06-13 MY MYPI2013004552A patent/MY159919A/en unknown
- 2012-06-13 RU RU2014101767/03A patent/RU2569384C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-06-13 RU RU2015144397A patent/RU2621233C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-05-06 US US14/705,426 patent/US20150232743A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4560486A (en) * | 1978-06-26 | 1985-12-24 | The Dow Chemical Company | Breaker system for high viscosity fluids |
US5106518A (en) * | 1990-11-09 | 1992-04-21 | The Western Company Of North America | Breaker system for high viscosity fluids and method of use |
RU2338872C2 (ru) * | 2003-05-29 | 2008-11-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей |
RU2404223C2 (ru) * | 2005-08-17 | 2010-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения |
EA200701755A1 (ru) * | 2006-09-18 | 2008-04-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способы ограничения фильтруемости и повреждения в гидравлических разрывах пласта |
US20080176770A1 (en) * | 2007-01-23 | 2008-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2723828A1 (en) | 2014-04-30 |
AU2012333203B2 (en) | 2014-10-30 |
RU2569384C2 (ru) | 2015-11-27 |
US9062243B2 (en) | 2015-06-23 |
AU2012333203A1 (en) | 2013-10-10 |
US20120325482A1 (en) | 2012-12-27 |
RU2014101767A (ru) | 2015-07-27 |
US20130133890A2 (en) | 2013-05-30 |
EP2723828B1 (en) | 2016-04-27 |
WO2013066419A1 (en) | 2013-05-10 |
US20150232743A1 (en) | 2015-08-20 |
MY159919A (en) | 2017-02-15 |
RU2621236C1 (ru) | 2017-06-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7960315B2 (en) | Treatment fluids comprising diutan and associated methods | |
US7584791B2 (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
US8720569B2 (en) | Iodide stabilizer for viscosified fluid containing iron | |
US9796900B2 (en) | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid | |
RU2494135C2 (ru) | Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин | |
US8955588B2 (en) | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid | |
AU2010338032B2 (en) | Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments | |
AU2013277717B2 (en) | Breaking diutan with metal activator down to 140 degreesF or lower | |
RU2621233C1 (ru) | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости | |
WO2017155524A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
US9016375B2 (en) | Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F | |
US20110287983A1 (en) | Treatment fluids made of hydantoin derivatives for operations in a well | |
Salgaonkar et al. | Breaking diutan with oxalic acid at 180 F to 220 F | |
US20140367099A1 (en) | Degradation of Polylactide in a Well Treatment |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190614 |