RU2658424C2 - Промоторы для пероксидов во флюидах для обработки пласта на водной основе - Google Patents
Промоторы для пероксидов во флюидах для обработки пласта на водной основе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2658424C2 RU2658424C2 RU2015141019A RU2015141019A RU2658424C2 RU 2658424 C2 RU2658424 C2 RU 2658424C2 RU 2015141019 A RU2015141019 A RU 2015141019A RU 2015141019 A RU2015141019 A RU 2015141019A RU 2658424 C2 RU2658424 C2 RU 2658424C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- fluid
- treating
- peroxide
- group
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 278
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 title claims abstract description 90
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 51
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 267
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 185
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 100
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 42
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 31
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 31
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 21
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229940026231 erythorbate Drugs 0.000 claims abstract description 15
- 235000010350 erythorbic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical group [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 9
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims abstract description 8
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims abstract description 8
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 5
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- BOOMOFPAGCSKKE-UHFFFAOYSA-N butane-2-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CCC(C)S(O)(=O)=O BOOMOFPAGCSKKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract 15
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims abstract 4
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 74
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 38
- -1 ketone peroxides Chemical class 0.000 claims description 32
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 26
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical group [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 16
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims description 15
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- MIRQGKQPLPBZQM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxy-2,4,4-trimethylpentane Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)OO MIRQGKQPLPBZQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 claims description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 5
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 5
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 claims description 4
- SBUBPFHJZHQNNT-UHFFFAOYSA-N 1,2-di(propan-2-yl)benzene hydrogen peroxide Chemical compound OO.OO.CC(C)C1=CC=CC=C1C(C)C SBUBPFHJZHQNNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JGBAASVQPMTVHO-UHFFFAOYSA-N 2,5-dihydroperoxy-2,5-dimethylhexane Chemical compound OOC(C)(C)CCC(C)(C)OO JGBAASVQPMTVHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WFUGQJXVXHBTEM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxy-2-(2-hydroperoxybutan-2-ylperoxy)butane Chemical compound CCC(C)(OO)OOC(C)(CC)OO WFUGQJXVXHBTEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XRXANEMIFVRKLN-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxy-2-methylbutane Chemical compound CCC(C)(C)OO XRXANEMIFVRKLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 3-(2,3-dimethoxyphenyl)prop-2-enal Chemical compound COC1=CC=CC(C=CC=O)=C1OC FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UIHCLUNTQKBZGK-UHFFFAOYSA-N Methyl isobutyl ketone Natural products CCC(C)C(C)=O UIHCLUNTQKBZGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N acetylacetone Natural products CC(=O)CC(C)=O YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims description 3
- SPTHWAJJMLCAQF-UHFFFAOYSA-M ctk4f8481 Chemical compound [O-]O.CC(C)C1=CC=CC=C1C(C)C SPTHWAJJMLCAQF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000012933 diacyl peroxide Substances 0.000 claims description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 3
- ZSILVJLXKHGNPL-UHFFFAOYSA-L S(=S)(=O)([O-])[O-].[Ag+2] Chemical compound S(=S)(=O)([O-])[O-].[Ag+2] ZSILVJLXKHGNPL-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- FAXBKWZNFXXLSK-UHFFFAOYSA-L [Mn+2].[O-]S([O-])(=O)=S Chemical compound [Mn+2].[O-]S([O-])(=O)=S FAXBKWZNFXXLSK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- PUWQLOIYXLYCAJ-UHFFFAOYSA-D [V+5].[V+5].[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S Chemical compound [V+5].[V+5].[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S.[O-]S([O-])(=O)=S PUWQLOIYXLYCAJ-UHFFFAOYSA-D 0.000 claims description 2
- XYXNTHIYBIDHGM-UHFFFAOYSA-N ammonium thiosulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S([O-])(=O)=S XYXNTHIYBIDHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 claims description 2
- FAYYUXPSKDFLEC-UHFFFAOYSA-L calcium;dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=S FAYYUXPSKDFLEC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 2
- JUDQOQFKZHGHGW-UHFFFAOYSA-L cobalt(2+);dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [Co+2].[O-]S([O-])(=O)=S JUDQOQFKZHGHGW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- ANVWDQSUFNXVLB-UHFFFAOYSA-L copper;dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [Cu+2].[O-]S([O-])(=O)=S ANVWDQSUFNXVLB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- FGRVOLIFQGXPCT-UHFFFAOYSA-L dipotassium;dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=S FGRVOLIFQGXPCT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims 2
- ICSNLGPSRYBMBD-UHFFFAOYSA-N 2-aminopyridine Chemical compound NC1=CC=CC=N1 ICSNLGPSRYBMBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims 1
- XALJLKNTPLIEGK-UHFFFAOYSA-L dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane;iron(2+) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=S XALJLKNTPLIEGK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229920000131 polyvinylidene Polymers 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 158
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical class OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 abstract description 2
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 abstract description 2
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 abstract description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N methyl vinyl ether Chemical compound COC=C XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 48
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 37
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 15
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 15
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 15
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 10
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 9
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 5
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 4
- YKTNISGZEGZHIS-UHFFFAOYSA-N 2-$l^{1}-oxidanyloxy-2-methylpropane Chemical group CC(C)(C)O[O] YKTNISGZEGZHIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- NKESWEQTVZVSSF-DMWQRSMXSA-M sodium;(2r)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]-4-hydroxy-5-oxo-2h-furan-3-olate;hydrate Chemical compound O.[Na+].OC[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] NKESWEQTVZVSSF-DMWQRSMXSA-M 0.000 description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 3
- SYXTYIFRUXOUQP-UHFFFAOYSA-N (2-methylpropan-2-yl)oxy butaneperoxoate Chemical compound CCCC(=O)OOOC(C)(C)C SYXTYIFRUXOUQP-UHFFFAOYSA-N 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 2
- YAVTUVMDGFUDQY-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[4,4-dimethyl-2-(3-propan-2-ylphenyl)pentan-2-yl]peroxy-4,4-dimethylpentan-2-yl]-3-propan-2-ylbenzene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC(C(C)(CC(C)(C)C)OOC(C)(CC(C)(C)C)C=2C=C(C=CC=2)C(C)C)=C1 YAVTUVMDGFUDQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 2
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 2
- 239000004594 Masterbatch (MB) Substances 0.000 description 2
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 2
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 2
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 125000005634 peroxydicarbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- WYKYCHHWIJXDAO-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)C WYKYCHHWIJXDAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- WRXCBRHBHGNNQA-UHFFFAOYSA-N (2,4-dichlorobenzoyl) 2,4-dichlorobenzenecarboperoxoate Chemical compound ClC1=CC(Cl)=CC=C1C(=O)OOC(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1Cl WRXCBRHBHGNNQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MMIGTGITVJQTKZ-UHFFFAOYSA-N (2,5-dimethyl-5-propan-2-yloxycarbonylperoxyhexan-2-yl)oxy propan-2-yl carbonate Chemical compound CC(C)OC(=O)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(=O)OC(C)C MMIGTGITVJQTKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZICNIEOYWVIEQJ-UHFFFAOYSA-N (2-methylbenzoyl) 2-methylbenzenecarboperoxoate Chemical compound CC1=CC=CC=C1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1C ZICNIEOYWVIEQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N (2s,3s,4s,5s,6r)-2-[(2r,3s,4r,5r,6s)-6-[(2r,3s,4r,5s,6s)-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-[(2r,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-3-yl]oxy-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@@H](O[C@@H]2[C@H](O[C@@H](OC3[C@H](O[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H]3O)CO)[C@@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N 0.000 description 1
- NOBYOEQUFMGXBP-UHFFFAOYSA-N (4-tert-butylcyclohexyl) (4-tert-butylcyclohexyl)oxycarbonyloxy carbonate Chemical compound C1CC(C(C)(C)C)CCC1OC(=O)OOC(=O)OC1CCC(C(C)(C)C)CC1 NOBYOEQUFMGXBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RIPYNJLMMFGZSX-UHFFFAOYSA-N (5-benzoylperoxy-2,5-dimethylhexan-2-yl) benzenecarboperoxoate Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 RIPYNJLMMFGZSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWQHQIXLEYVTOR-WAYWQWQTSA-N (Z)-4-(2-methylbutan-2-ylperoxy)-4-oxobut-2-enoic acid Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)\C=C/C(O)=O RWQHQIXLEYVTOR-WAYWQWQTSA-N 0.000 description 1
- RQHGZNBWBKINOY-PLNGDYQASA-N (z)-4-tert-butylperoxy-4-oxobut-2-enoic acid Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)\C=C/C(O)=O RQHGZNBWBKINOY-PLNGDYQASA-N 0.000 description 1
- IMYCVFRTNVMHAD-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexane Chemical compound CCC(C)(C)OOC1(OOC(C)(C)CC)CCCCC1 IMYCVFRTNVMHAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NALFRYPTRXKZPN-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(tert-butylperoxy)-3,3,5-trimethylcyclohexane Chemical compound CC1CC(C)(C)CC(OOC(C)(C)C)(OOC(C)(C)C)C1 NALFRYPTRXKZPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HSLFISVKRDQEBY-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(tert-butylperoxy)cyclohexane Chemical compound CC(C)(C)OOC1(OOC(C)(C)C)CCCCC1 HSLFISVKRDQEBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SYBCTWDQGMTYLK-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[4,4-dimethyl-2-(3-prop-1-en-2-ylphenyl)pentan-2-yl]peroxy-4,4-dimethylpentan-2-yl]-3-prop-1-en-2-ylbenzene Chemical compound CC(=C)C1=CC=CC(C(C)(CC(C)(C)C)OOC(C)(CC(C)(C)C)C=2C=C(C=CC=2)C(C)=C)=C1 SYBCTWDQGMTYLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GKPSYKKASWULQK-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[4,4-dimethyl-2-(4-prop-1-en-2-ylphenyl)pentan-2-yl]peroxy-4,4-dimethylpentan-2-yl]-4-prop-1-en-2-ylbenzene Chemical compound C1=CC(C(=C)C)=CC=C1C(C)(CC(C)(C)C)OOC(C)(CC(C)(C)C)C1=CC=C(C(C)=C)C=C1 GKPSYKKASWULQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MGIDEDVBLNEGDG-UHFFFAOYSA-N 1-methoxy-1-(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexane Chemical compound CCC(C)(C)OOC1(OC)CCCCC1 MGIDEDVBLNEGDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWBXHUFGIKQLKZ-UHFFFAOYSA-N 1-tert-butylperoxy-1-methoxycyclohexane Chemical compound CC(C)(C)OOC1(OC)CCCCC1 YWBXHUFGIKQLKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WVGXBYVKFQJQGN-UHFFFAOYSA-N 1-tert-butylperoxy-2-propan-2-ylbenzene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1OOC(C)(C)C WVGXBYVKFQJQGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NSLDUTVJZURKOZ-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(tert-butylperoxy)-4-methylpentane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(CC(C)C)OOC(C)(C)C NSLDUTVJZURKOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HQOVXPHOJANJBR-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(tert-butylperoxy)butane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(CC)OOC(C)(C)C HQOVXPHOJANJBR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PRFOYMZHSXSYAD-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-tris(tert-butylperoxy)-1h-triazine Chemical compound CC(C)(C)OON1NC(OOC(C)(C)C)=CC(OOC(C)(C)C)=N1 PRFOYMZHSXSYAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DMWVYCCGCQPJEA-UHFFFAOYSA-N 2,5-bis(tert-butylperoxy)-2,5-dimethylhexane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(C)(C)C DMWVYCCGCQPJEA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TUAPLLGBMYGPST-UHFFFAOYSA-N 2,5-dimethyl-2,5-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)hexane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(C)(C)CC TUAPLLGBMYGPST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNQSZOQNGJHXJD-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butanedioic acid Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C(O)=O)CC(O)=O QNQSZOQNGJHXJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSFTWOJPCWPORR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-tert-butylperoxypropan-2-ylperoxy)-2-methylpropane Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)OOC(C)(C)C QSFTWOJPCWPORR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- APDNIEQROHBRAG-UHFFFAOYSA-N 2-butyl-2-ethyl-5-hydroxy-3,3-dimethylhexaneperoxoic acid Chemical compound CCCCC(CC)(C(=O)OO)C(C)(C)CC(C)O APDNIEQROHBRAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRDXTHSSNCTAGY-UHFFFAOYSA-N 2-cyclohexylpyrrolidine Chemical compound C1CCNC1C1CCCCC1 KRDXTHSSNCTAGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BSAKKMQHOSYINC-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-2-(4-hydroxy-2-methylpentan-2-yl)peroxyhexanoic acid Chemical compound CCCCC(CC)(C(=O)O)OOC(C)(C)CC(C)O BSAKKMQHOSYINC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JJRDRFZYKKFYMO-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)CC JJRDRFZYKKFYMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IVOIHMSMNONJSR-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-[2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butan-2-ylperoxy]butane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(CC)OOC(C)(C)CC IVOIHMSMNONJSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PHIGUQOUWMSXFV-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-[2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)propan-2-ylperoxy]butane Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)OOC(C)(C)CC PHIGUQOUWMSXFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IFXDUNDBQDXPQZ-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)CC IFXDUNDBQDXPQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KLILDKXSRNDFKB-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl 2-methylpropaneperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)C(C)C KLILDKXSRNDFKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RFSCGDQQLKVJEJ-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl benzenecarboperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 RFSCGDQQLKVJEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FSGAMPVWQZPGJF-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yl ethaneperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)=O FSGAMPVWQZPGJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MNYLCGIJDZPKLE-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-yloxy butaneperoxoate Chemical compound CCCC(=O)OOOC(C)(C)CC MNYLCGIJDZPKLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YMOIBQNMVPBEEZ-UHFFFAOYSA-N 2-phenoxyethoxycarbonyloxy 2-phenoxyethyl carbonate Chemical compound C=1C=CC=CC=1OCCOC(=O)OOC(=O)OCCOC1=CC=CC=C1 YMOIBQNMVPBEEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POHYRDMTJGJYHH-UHFFFAOYSA-N 2-tert-butylperoxy-2,4,4-trimethylpentane Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)OOC(C)(C)C POHYRDMTJGJYHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TUCFSNXQRIYGKU-UHFFFAOYSA-N 2-tert-butylperoxybutanedioic acid Chemical compound CC(C)(C)OOC(C(O)=O)CC(O)=O TUCFSNXQRIYGKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DALNRYLBTOJSOH-UHFFFAOYSA-N 3,3,5,7,7-pentamethyl-1,2,4-trioxepane Chemical compound CC1CC(C)(C)OOC(C)(C)O1 DALNRYLBTOJSOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VKERWIBXKLNXCY-UHFFFAOYSA-N 3,5,5-trimethyl-2-(2-methylbutan-2-ylperoxy)hexanoic acid Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C(O)=O)C(C)CC(C)(C)C VKERWIBXKLNXCY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XYFRHHAYSXIKGH-UHFFFAOYSA-N 3-(5-methoxy-2-methoxycarbonyl-1h-indol-3-yl)prop-2-enoic acid Chemical compound C1=C(OC)C=C2C(C=CC(O)=O)=C(C(=O)OC)NC2=C1 XYFRHHAYSXIKGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CARSMBZECAABMO-UHFFFAOYSA-N 3-chloro-2,6-dimethylbenzoic acid Chemical compound CC1=CC=C(Cl)C(C)=C1C(O)=O CARSMBZECAABMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JZGBHMUZRBAUEM-UHFFFAOYSA-N 3-methyl-3-(2-methylbutan-2-ylperoxy)butan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)C(C)O JZGBHMUZRBAUEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SQNRBGHXZGYHCG-UHFFFAOYSA-N 3-tert-butylperoxy-3-methylbutan-2-ol Chemical compound CC(O)C(C)(C)OOC(C)(C)C SQNRBGHXZGYHCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NHKPNMFACXROBJ-UHFFFAOYSA-N 3-tert-butylperoxy-3-methylpentan-2-one Chemical compound CCC(C)(C(C)=O)OOC(C)(C)C NHKPNMFACXROBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDMGLOQMGRRGRD-UHFFFAOYSA-N 4,4-bis(tert-butylperoxy)pentanoic acid Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(CCC(O)=O)OOC(C)(C)C JDMGLOQMGRRGRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWKWDVUKPMJFBU-UHFFFAOYSA-N 4-[2-[4,4-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexyl]propan-2-yl]-1,1-bis(2-methylbutan-2-ylperoxy)cyclohexane Chemical compound C1CC(OOC(C)(C)CC)(OOC(C)(C)CC)CCC1C(C)(C)C1CCC(OOC(C)(C)CC)(OOC(C)(C)CC)CC1 KWKWDVUKPMJFBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CCOJJJCQUHWYAT-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-4-(2-methylbutan-2-ylperoxy)pentan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)OOC(C)(C)CC(C)O CCOJJJCQUHWYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JNSWFNBIZLIBPH-UHFFFAOYSA-N 4-tert-butylperoxy-4-methylpentan-2-ol Chemical compound CC(O)CC(C)(C)OOC(C)(C)C JNSWFNBIZLIBPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ODEURDFKGFSFKX-UHFFFAOYSA-N 4-tert-butylperoxy-4-methylpentan-2-one Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)OOC(C)(C)C ODEURDFKGFSFKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical class OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XAZUEEKHXZRAEI-UHFFFAOYSA-N CC(C)(C1=CC=CC(=C1)CC2=CC=CS2=C)OC(=O)N Chemical compound CC(C)(C1=CC=CC(=C1)CC2=CC=CS2=C)OC(=O)N XAZUEEKHXZRAEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002581 Glucomannan Polymers 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
- YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N Lauroyl peroxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)OOC(=O)CCCCCCCCCCC YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- JUIBLDFFVYKUAC-UHFFFAOYSA-N [5-(2-ethylhexanoylperoxy)-2,5-dimethylhexan-2-yl] 2-ethylhexaneperoxoate Chemical compound CCCCC(CC)C(=O)OOC(C)(C)CCC(C)(C)OOC(=O)C(CC)CCCC JUIBLDFFVYKUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 description 1
- QYTYOZPDMJVQKU-UHFFFAOYSA-N bis(2-methylbutan-2-yl) benzene-1,2-dicarboperoxoate Chemical compound CCC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OOC(C)(C)CC QYTYOZPDMJVQKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NACXPGJRIJFGLA-BQYQJAHWSA-N bis[(2-methylpropan-2-yl)oxy] (e)-but-2-enediperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOOC(=O)\C=C\C(=O)OOOC(C)(C)C NACXPGJRIJFGLA-BQYQJAHWSA-N 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004067 bulking agent Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 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
- BLCKNMAZFRMCJJ-UHFFFAOYSA-N cyclohexyl cyclohexyloxycarbonyloxy carbonate Chemical compound C1CCCCC1OC(=O)OOC(=O)OC1CCCCC1 BLCKNMAZFRMCJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XJOBOFWTZOKMOH-UHFFFAOYSA-N decanoyl decaneperoxoate Chemical compound CCCCCCCCCC(=O)OOC(=O)CCCCCCCCC XJOBOFWTZOKMOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229940057404 di-(4-tert-butylcyclohexyl)peroxydicarbonate Drugs 0.000 description 1
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QZYRMODBFHTNHF-UHFFFAOYSA-N ditert-butyl benzene-1,2-dicarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OOC(C)(C)C QZYRMODBFHTNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N ethenamine Chemical compound NC=C UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OBNCKNCVKJNDBV-UHFFFAOYSA-N ethyl butyrate Chemical compound CCCC(=O)OCC OBNCKNCVKJNDBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229920001002 functional polymer Polymers 0.000 description 1
- 229940046240 glucomannan Drugs 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- QWVBGCWRHHXMRM-UHFFFAOYSA-N hexadecoxycarbonyloxy hexadecyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)OOC(=O)OCCCCCCCCCCCCCCCC QWVBGCWRHHXMRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003063 hydroxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229940031574 hydroxymethyl cellulose Drugs 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000012442 inert solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 1
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 1
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010352 sodium erythorbate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004320 sodium erythorbate Substances 0.000 description 1
- RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N sodium;(2r)-2-[(2r)-3,4-dihydroxy-5-oxo-2h-furan-2-yl]-2-hydroxyethanolate Chemical compound [Na+].[O-]C[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 229940032147 starch Drugs 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 description 1
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- PFBLRDXPNUJYJM-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-methylpropaneperoxoate Chemical compound CC(C)C(=O)OOC(C)(C)C PFBLRDXPNUJYJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N tert-butyl benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- CSKKAINPUYTTRW-UHFFFAOYSA-N tetradecoxycarbonyloxy tetradecyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCOC(=O)OOC(=O)OCCCCCCCCCCCCCC CSKKAINPUYTTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 239000012749 thinning agent Substances 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 150000003755 zirconium compounds Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- 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
-
- 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
- E21B43/25—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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль. Способ обработки подземного образования, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере в часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта является указанным выше флюидом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 пр.
Description
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям флюидов для обработки пласта на водной основе (также обозначаемым как “флюиды для обработки пласта на водной основе”) и способам применения композиций флюидов для обработки пласта на водной основе для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа.
Предпосылки изобретения
Гидравлический разрыв и кислотный гидроразрыв являются методиками, обычно используемыми для стимуляции добычи нефти и газа из подземных пластов с низкой проницаемостью. В таких обработках флюиды для гидроразрыва вводят в подземный пласт под достаточным давлением и при наличии достаточной вязкости для создания трещин или разрывов в пласте и также для распространения этих разрывов в пласте. Флюиды для обработки пласта на водной основе могут содержать погруженные расклинивающие наполнители, такие как песок или спеченный боксит, для того чтобы после просачивания флюида для обработки пласта на водной основе в пласт или противотока из разрывов, разрывы закрывались под воздействием расклинивающих наполнителей для сохранения разрывов в открытом состоянии для повышенной проницаемости.
При использовании конкретных флюидов для обработки пласта на водной основе, таких как водные гели с высокой вязкостью, при этом высокая вязкость этих флюидов для гидроразрыва должна сохраняться при создании и распространении разрывов, также она должна способствовать перемещению расклинивающих наполнителей к самым отдаленным участкам разрывов. Однако после того как расклинивающие наполнители захватываются в разрывах, желательно, чтобы вязкость флюида для обработки пласта на водной основе быстро снижалась для обеспечения противотока флюида через разрывы возле расклинивающих наполнителей и обратно в ствол скважины. Химические соединения, используемые для снижения вязкости флюидов для гидроразрыва, более известны как "разжижители" или "разжижающие флюиды" и вводятся в разрывы для действия на флюиды для гидроразрыва. Разжижители, однако, могут тяжело поддаваться контролю. Например, разжижители могут не начинать снижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе в течение длительного периода времени после осаждения расклинивающих наполнителей. Таким образом, разжижители могут не разжижить флюиды для обработки пласта на водной основе достаточно быстро при сравнительно низких температурах, достаточных для удовлетворения потребностей. Контроль времени снижения вязкости является крайне желательным в процессах подземной обработки, таких как гидравлический разрыв.
Краткое описание настоящего изобретения
В настоящем изобретении предусматривают приемлемые флюиды для обработки пласта на водной основе, где температура, при которой имеет место разжижение вязкости флюида, вызванное пероксидами, непредвиденным и преимущественным образом снижена путем введения солевой композиции, такой как, например, тиосульфатная соль, сульфитная соль, бисульфитная соль, эриторбатная соль, изоаскорбатная соль и их комбинаций. В одном варианте осуществления соль действует в качестве промотора для пероксидного разжижителя. Включение соли во флюид для обработки пласта на водной основе расширяет диапазон приемлемых рабочих температур пероксидов в качестве разжижителей. Таким образом, вязкость флюида для обработки пласта на водной основе может сохраняться на сравнительно высоком уровне в течение определенного периода времени для того, чтобы выполнить необходимое количество разрыва подземного пласта. В одном аспекте настоящего изобретения сразу после достижения необходимого количества разрыва пероксидный разжижитель затем разрушает полимер во флюиде для обработки пласта на водной основе контролируемым образом. Конкретные варианты осуществления настоящего изобретения включают композиции флюидов для обработки пласта на водной основе и способы применения композиций флюидов для обработки пласта на водной основе.
В одном аспекте в настоящем изобретении предусматривают флюид для обработки пласта на водной основе, состоящий по существу из, или содержащий воду, по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, по меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амин, если промотором является тиосульфатная соль.
В другом аспекте в настоящем изобретении предусматривают способ, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе в по меньшей мере часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта на водной основе содержит по меньшей мере один полимер, повышающий вязкость, по меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, который эффективен для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе, при этом флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амин, если промотором является тиосульфатная соль.
Другой аспект настоящего изобретения предусматривает способ стимуляции разжижения флюида для обработки пласта на водной основе, содержащего по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, и по меньшей мере один пероксид, где способ включает стадию введения по меньшей мере одного промотора, выбранного из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей и их комбинаций во флюид для обработки пласта на водной основе.
Описание графических материалов
Фигура 1 относится к примеру 1. На фигуре 1 и в примере 1 показано, что композиции и способы настоящего изобретения приводят к образованию эффективного разжижения вязкости гуарового флюида при более низких температурах, которое не было достигнуто с использованием исключительно трет-бутилгидропероксида (tBHP).
Фигура 2 относится к примеру 2. На фигуре 2 и в примере 2 показано, что использование тиосульфата натрия способствует непредвиденной синергии, в результате которой быстро и эффективно разжижается гуаровый флюид для гидроразрыва с использованием меньшего количества пероксидного разжижителя по сравнению с использованием исключительно 5% трет-бутилгидропероксида.
Фигура 3 относится к примеру 3. На фигуре 3 и в примере 3 показано, что значительное разжижение произошло в течение двух часов с использованием раствора, содержащего 5% водный раствор трет-бутилгидропероксида и 10% водного раствора сульфита натрия при температуре 170°F.
Фигура 4 относится к примеру 4. На фигуре 4 и в примере 4 показано, что замедленное разжижение в течение двух часов достигалось с помощью раствора, содержащего 0,5 GPT 10% водного моногидрата D-изоаскорбата натрия с 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксидом и флюидом для гидроразрыва с полисахаридом, сшитым боратом с замедлением, при температуре 170°F. Использование пятикратного количества 5,0 GPT 5% водного раствора трет-бутилгидропероксида при температуре 170°F в тех же условиях не давало значимого снижения вязкости через три часа.
Фигура 5 относится к примеру 5. Полное разжижение вязкости достигалось при температуре 170°F с использованием раствора 0,5 GPT 10% бисульфита натрия с 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида. Системой флюида для гидроразрыва был флюид для гидроразрыва с полисахаридом, сшитым боратом с замедлением.
Подробное описание настоящего изобретения
“Флюид для обработки пласта на водной основе” или "разрывающий флюид" или “флюид для гидроразрыва” используются в данном документе взаимозаменяемо для обозначения флюида, пригодного для использования при гидроразрыве, гравийной набивке и/или кислотной обработке флюидами и т.п. В частности, флюид для обработки пласта на водной основе пригоден для использования в процессах гидравлического разрыва для повышенной добычи нефти и газа, в том числе гидроразрыва.
"Разжижитель", "разжижающий флюид", "свободно-радикальный разжижитель" или "свободно-радикальный генератор" используются в данном документе для обозначения соединения, которое снижает вязкость флюида для обработки пласта на водной основе. В более широком понимании разжижители могут функционировать любым пригодным образом, например, с помощью разрушения полимеров, увеличивающих вязкость, повреждая сшивки, разрывая полимерную цепь и т.п., или с помощью других механизмов, в том числе механизмов, специфических для конкретного разжижителя, разжижающего флюида, свободно-радикального разжижителя или свободно-радикального генератора.
Как используется в данном документе, "вязкость" имеет свое обычное значение: мера внутреннего сопротивления флюида (или мера трения флюида). Флюид с более высокой вязкостью является "более густым", чем флюид с более низкой вязкостью. Соответствующие вязкости флюида для обработки пласта на водной основе во время гидроразрыва и извлечения флюида для обработки пласта на водной основе легко определяются опытным специалистом.
Как используется в данном документе, "разрушение полимера" или "разрушение флюида для обработки пласта на водной основе" означает распад или разложение полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе или флюида для обработки пласта на водной основе. Например, полимер может разлагаться на меньшие соединения, или плотность сшивок полимера может снижаться, или молекулярный вес полимера может снижаться, вызывая снижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе.
Как используется в данном документе, если не указано иное, значения составляющих или компонентов композиций выражаются в весовом проценте или проценте по весу каждого ингредиента композиции.
Существует необходимость стабилизации флюидов для обработки пласта на водной основе, особенно при высоких температурах, для сохранения необходимой высокой вязкости растворов во время гидроразрыва. Однако после завершения гидроразрыва эти вязкие флюиды для обработки пласта на водной основе необходимо разрушить для обеспечения потока газа и нефти из разорванной породы, которую удерживают от смыкания с помощью расклинивающего наполнителя. Таким образом, для контроля и стимуляции разрушения флюида для обработки пласта на водной основе в подходящее время или в подходящих условиях (например, при температуре в диапазоне от приблизительно 125°F до приблизительно 200°F) по меньшей мере одну композицию тиосульфатной соли объединяют с флюидом для обработки пласта на водной основе. В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения способ применения флюида для обработки пласта на водной основе при образовании подземных разрывов включает ускорение разрушения полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе, если флюид для обработки пласта на водной основе содержит пероксидный разжижитель, с помощью объединения по меньшей мере одного промотора, выбранного из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей и их комбинаций, с флюидом для обработки пласта на водной основе. В одном варианте осуществления флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит или не содержит других соединений, способных функционировать в качестве промоторов пероксида; в частности, флюид для обработки пласта на водной основе может по существу не содержать или не содержать амин, такой как амины, ранее описанные в данной области техники, как пригодные для стимуляции разжижения флюидов для гидроразрыва, содержащих пероксид.
Промотор обеспечивает снижение температуры и/или снижение времени, при котором полимеры во флюиде для обработки пласта на водной основе проявляют снижение вязкости, достаточное для облегчения удаления использованного флюида для обработки пласта на водной основе из подземного пласта. Промотор может также служить для снижения концентрации пероксида, необходимого для разжижения вязкости флюида для обработки пласта на водной основе при конкретной совокупности условий. Кроме того, промотор может повышать скорость, при которой вязкость разжижается (т.е. при конкретной совокупности условий разжижение вязкости является более сильным, чем таковое, наблюдаемое в отсутствие промотора). Таким образом, по меньшей мере один промотор, такой как тиосульфатная соль функционирует в комбинации с пероксидом для снижения вязкости полимера при различных температурах после соответствующего гидроразрыва породы и/или осаждения расклинивающего наполнителя в разрывах таким образом, чтобы флюид для обработки пласта на водной основе был способен к легкому оттоку сквозь разрывы возле расклинивающих наполнителей и обратно в ствол скважины, из которой флюид для обработки пласта на водной основе можно затем извлечь и удалить.
В нефтегазовой промышленности тиосульфатные соли, такие как тиосульфат натрия, использовали в качестве поглотителей кислорода при высоких температурах, например, от 240 до 280°F. При таких высоких температурах тиосульфат натрия функционирует в качестве стабилизатора геля, при этом сохраняется высокая вязкость флюидов для гидроразрыва, которые загущали с помощью водорастворимых или водонабухающих полимеров, таких как модифицированные гуаровые смолы. Было обнаружено, что тиосульфатные соли способны промотировать активность пероксидов в качестве разжижителей во флюидах для гидроразрыва, вследствие чего флюид для гидроразрыва проявляет разжижение вязкости при сравнительной низкой температуре в присутствии тиосульфатной соли. В отсутствие тиосульфатной соли в тех же самых условиях во флюиде для гидроразрыва разжижения вязкости не наблюдается (т.е. в таких условиях пероксид проявляет слабую активность или отсутствие активности в качестве разжижителя). Таким образом, как используется в настоящем изобретении и без намерения ограничиться какой-либо теорией, считается, что тиосульфатные соли могут облегчать снижение вязкости загущенной водной композиции, содержащей полимер, увеличивающий вязкость, которое осуществляется с помощью пероксидного разжижителя.
Пригодные промоторы для целей настоящего изобретения включают любую соль тиосульфата, где тиосульфат соответствует химических радикалам в виде иона S2O3 2-. Пригодные промоторы также включают соль сульфита, где сульфит соответствует ионным химическим радикалам SO3 2-, а также любой соли бисульфита, где бисульфит соответствует химическим радикалам в виде иона HSO3 -. Соли эриторбовой кислоты также пригодны для применения в качестве промоторов. Можно также использовать комбинации различных типов таких промоторов. В одном аспекте настоящего изобретения промотор является водорастворимым. Ионами или катионами, связанными с промотором, могут быть, например, аммоний, щелочные металлы, такие как натрий или калий, щелочноземельные металлы, такие как кальций, металлы, такие как серебро, железо, медь, кобальт, марганец, ванадий и т.п. и их комбинации. Иллюстративные примеры тиосульфатных солей, приемлемых в соответствии с настоящим изобретением, включают, но без ограничений, тиосульфат натрия, тиосульфат калия, тиосульфат аммония, тиосульфат серебра, тиосульфат железа, тиосульфат меди, тиосульфат кобальта, тиосульфат кальция, тиосульфат марганца, тиосульфат ванадия и их комбинации. Сульфит натрия, бисульфит натрия и эриторбат натрия также являются пригодными в качестве промоторов в соответствии с настоящим изобретением. Промотор может, например, быть включенным во флюид для обработки пласта на водной основе в виде традиционной твердой соли, в виде инкапсулированной/покрытой полимером (с замедленным высвобождением) твердой соли или в виде концентрированного водного раствора соли.
Можно выбирать и контролировать концентрацию промотора, такого как тиосульфатная соль, во флюиде для обработки пласта на водной основе, для того чтобы достичь необходимого уровня стимуляции по отношению к пероксиду. В одном аспекте настоящего изобретения во флюиде для обработки пласта на водной основе присутствует количество промотора, такого как тиосульфатная соль, которое эффективно для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе, по сравнению с температурой разжижения, проявляемой флюидом для обработки пласта на водной основе в отсутствие такого промотора. Например, флюид для обработки пласта на водной основе может содержать количество промотора (например, тиосульфатной соли), которое достаточно для снижения температуры, при которой флюид для обработки пласта на водной основе испытывает разжижение вязкости по меньшей мере на 5°F, по меньшей мере на 10°F, по меньшей мере на 15°F, по меньшей мере на 20°F, по меньшей мере на 30°F, по меньшей мере на 50°F, по меньшей мере на 75°F, по меньшей мере на 100°F или даже больше. Включение одного или нескольких промоторов во флюид для обработки пласта на водной основе в соответствии с настоящим изобретением может, таким образом, эффективно увеличить, расширить и/или повысить диапазон приемлемых рабочих температур пероксидного разжижителя.
Как правило, состав флюида для обработки пласта на водной основе будут разрабатывать так, чтобы он содержал, в различных вариантах осуществления настоящего изобретения, от приблизительно 0,001% до приблизительно 10%, от приблизительно 0,002% до приблизительно 5%, от приблизительно 0,005% до приблизительно 2,5% или от приблизительно 0,01% до приблизительно 1,5% общего промотора, в том числе промотора, выбранного из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций.
Промотор(промоторы) (например, тиосульфатная(тиосульфатные) соль(соли)) можно объединять с другими выбранными компонентами флюида для обработки пласта на водной основе в любое пригодное время и с помощью любых пригодных методик, известных в данной области техники. Например, по меньшей мере один промотор можно добавить и смешать с другими компонентами флюида для обработки пласта на водной основе перед подачей флюида для обработки пласта на водной основе в подземный пласт породы. В качестве альтернативы другие компоненты флюида для обработки пласта на водной основе можно одновременно смешать по меньшей мере с одним промотором при подаче флюида для обработки пласта на водной основе в скважины. Дополнительно по меньшей мере один промотор можно добавить в определенное время после введения других компонентов флюида для обработки пласта на водной основе в ствол скважины.
В одном аспекте настоящего изобретения флюид для обработки пласта на водной основе характеризуется как по существу не содержащий или не содержащий любой добавленный амин. Например, флюид для обработки пласта на водной основе может содержать менее 1 вес. %, менее 0,5 вес. %, менее 0,1 вес. %, менее 0,01 вес. % или даже 0 вес. % амина. В других аспектах флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит какой-либо ускоритель, активатор или промотор для пероксида, отличный от промоторов, которые являются предметом настоящего изобретения. То есть флюид для обработки пласта на водной основе не содержит какое-либо количество какого-либо соединения, отличного от тиосульфатной соли, сульфитной соли, бисульфитной соли и/или эриторбатной соли, которое эффективно для усиления активности пероксида в качестве разжижителя вязкости. В конкретных вариантах осуществления, когда промотором является тиосульфатная соль, флюид для обработки пласта на водной основе может по существу не содержать амин.
Флюид для обработки пласта на водной основе содержит по меньшей мере один пероксидный разжижитель для разжижения вязкости флюида для обработки пласта на водной основе после процесса гидроразрыва и/или осаждения расклинивающего наполнителя в трещинах. Пероксид может включать любой пероксид, эффективный для снижения вязкости полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе или самого флюида для обработки пласта на водной основе. Пероксидом может быть пероксид водорода, неорганический пероксид и/или органический пероксид. В одном аспекте настоящего изобретения пероксидом является устойчивый при комнатной температуре органический пероксид (т.е. органический пероксид, который не проявляет значительное разрушение или разложение при хранении при 25°C в отсутствие веществ, отличных от других инертных растворителей). В другом аспекте пероксид является водорастворимым. Например, пероксид может характеризоваться растворимостью в воде более 1 г/100 г воды при температуре 25°C. Пероксид может быть водорастворимым и устойчивым при комнатной температуре.
Пригодные пероксиды включают, например, диацилпероксиды, пероксиэфиры, монопероксикарбонаты, пероксикетали, гидропероксиды (в том числе, алкилгидропероксиды и арилгидропероксиды), пероксидикарбонаты, кетонпероксиды, эндопероксиды и диалкилпероксиды. Можно использовать комбинации различных пероксидов, в том числе комбинации различных органических пероксидов.
Пригодные пероксиэфиры могут включать без ограничения: ди-трет-бутилдипероксифталат; ди-трет-амилдипероксифталат; трет-бутилпероксибензоат; трет-амилпероксибензоат; трет-бутилпероксиацетат; трет-амилпероксиацетат; 2,5-ди(бензоилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилпероксималеат; трет-амилпероксималеат; трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилпероксиизобутират; трет-амилпероксиизобутират; ди(трет-бутилперокси)фумарат; трет-бутилперокси(2-этилбутират); трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-амилперокси-2-этилгексаноат; 2,5-ди(2-этилгексаноилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; трет-амилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; 1,1-диметил-3-гидрокси-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилперокси-3-карбоксипропионат; трет-амилперокси-3-карбоксипропионат; 3-гидрокси-1,1-диметилбутил-2-этил-пероксигексаноат и их комбинации.
Пригодные монопероксикарбонаты могут включать, например: OO-трет-бутил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-бутил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; полиэфир поли(OO-трет-бутилмонопероксикарбонат); OO-трет-бутил-O-поликапролактонмонопероксикарбонат; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексин-3 и их комбинации.
Пригодные пероксикетали могут включать, например: 1,1-ди(трет-бутилперокси)-3,3,5-триметилциклогексан; 1-трет-амилперокси-1-метоксициклогексан; 1-трет-бутилперокси-1-метоксициклогексан; 1,1-ди(трет-бутилперокси)циклогексан; 1,1-ди(трет-амилперокси)циклогексан; н-бутил-4,4-ди(трет-бутилперокси)валерат; 4,4-бис(трет-бутилперокси)валериановая кислота; этил-3,3-ди(трет-амилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутират; 2,2-ди(трет-бутилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-амилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-амилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)-4-метилпентан; 2,2-бис(4,4-ди[трет-амилперокси]циклогексил)пропан и их комбинации.
Пригодные диацилпероксиды могут включать, например: дидеканоилпероксид; дилауроилпероксид; дибензоилпероксид; ди(метилбензоил)пероксид; 2,4-дихлорбензоилпероксид и их комбинации.
Пригодные кетонпероксиды могут включать, например: 2,4-пентандионпероксид; метилэтилкетонпероксид; метилизобутилкетонпероксид и их смеси.
Пригодные гидрокпероксиды могут включать, например: 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексан; гидропероксид кумола; трет-бутилгидропероксид; трет-амилгидропероксид; трет-октилгидропероксид; пероксид водорода (H2O2); 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксид; пара-ментангидропероксид; диизопропилбензолмоногидропероксид; диизопропилбензолдигидропероксид и их комбинации.
Пригодные пероксидикарбонаты могут включать, например: ди(4-трет-бутилциклогексил)пероксидикарбонат; ди(циклогексил)пероксидикарбонат; ди(2-феноксиэтил)пероксидикарбонат; димиристилпероксидикарбонат; дицетилпероксидикарбонат и их комбинации.
Пригодные диалкилпероксиды могут включать, например: дикумилпероксид; изопропенилкумилкумилпероксид; изопропилкумилкумилпероксид; мета/пара-ди-трет-бутилпероксидиизопропилбензол (a,a'-бис(трет-бутилперокси)диизопропилбензол); трет-бутилпероксиизопропилбензол(трет-бутилкумилпероксид); мета-изопропилолкумил-трет-бутилпероксид(трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид); трет-бутил-3-изопропенилкумилпероксид(мета-изопропенилкумил-трет-бутилпероксид); трет-бутил-4-изопропенилкумилпероксид; трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид; мета/пара-ацетилкумил-трет-бутилпероксид; 2,4-диаллилокси-6-трет-бутилпероксид-1,3,5-триазин; 3,3,5,7,7-пентаметил-1,2,4-триоксепан (например, TRIGONOX® 311); 3,6,9-триэтил-3,6,9-триметил-1,4,7-трипероксонан (например, TRIGONOX® 301); ди-трет-бутилпероксид; 2-метокси-2-трет-бутилпероксипропан; ди-трет-амилпероксид; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-амилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексин-3; 1,3-диметил-3(трет-бутилперокси)бутил-N[1-{3-(1-метилэтенил)фенил}1-метилэтил]карбамат; 4-(трет-амилперокси)-4-метил-2-пентанол; 4-(трет-бутилперокси)-4-метил-2-пентанол; 3-(трет-бутилперокси)-3-метил-2-пентанон; 4-метил-4-(трет-бутилперокси)-2-пентанон (например, LUPEROX® 120); 1-метокси-1-трет-бутилпероксициклогексан; 2,4,6-три(трет-бутилперокси)триазин; трет-бутил-1,1,3,3-тетраметилбутилпероксид; 3-метил-3-(трет-бутилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 240); 3-метил-3(трет-амилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 540) и их комбинации.
Концентрацию пероксида во флюиде для обработки пласта на водной основе можно выбрать и контролировать таким образом, чтобы придать необходимые характеристики и профиль “разжижения” конкретного процесса или ситуации скважинного гидроразрыва. В различных иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения флюид для обработки пласта на водной основе может содержать от приблизительно 0,05 GPT (галлонов на тысячу) до приблизительно 10 GPT пероксида, от приблизительно 0,1 GPT до приблизительно 5 GPT пероксида или от приблизительно 0,2 GPT до приблизительно 2 GPT пероксида.
Флюид для обработки пласта на водной основе включает по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, т.е. полимер, способный к функционированию в качестве средства для увеличения вязкости для загущения флюида для обработки пласта на водной основе. Пригодные полимеры, как правило, характеризуются высоким молекулярным весом и повышают вязкость флюида для обработки пласта на водной основе для облегчения образования разрывов и транспорта расклинивающего наполнителя в разрывы. Сшивающие средства или другие добавки можно также включать для повышения вязкости полимера. Сшивающие средства, приемлемые для повышения вязкости полимеров, увеличивающих вязкость, хорошо известны в данной области техники. В одном варианте осуществления настоящего изобретения используют полимер, увеличивающий вязкость, который является полисахаридом, сшитым по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств. Например, гуар или дериватизированный гуаровый полимер может быть сшит с боратами (борной кислотой) или соединениями циркония или обоими. Сшивающее средство может иметь или может не иметь свойств замедления времени сшивания. Например, сшивающее средство может быть латентным сшивающим средством, которое активируется исключительно при воздействии конкретных условий, например, повышенной температуры.
В иллюстративном варианте осуществления полимер является водорастворимым и/или водонабухающим полимером. Водорастворимые и водонабухающие полимеры хорошо известны и могут соответствующим образом быть выбранными специалистами в данной области техники.
Флюиды для обработки пласта на водной основе могут включать загущенные флюиды на водной основе с высокой вязкостью. Полимер(полимеры), содержащийся(содержащиеся) во флюидах для обработки пласта на водной основе или составляющий(составляющие) флюиды для обработки пласта на водной основе, может(могут) включать полимеры, такие как сшитые функциональные полимеры. Пригодные полимеры, увеличивающие вязкость, включают способные к гидратации полисахариды, полиакриламиды, сополимеры полиакриламидов, полимолочную кислоту и поливиниловый спирт. Способные к гидратации полисахариды могут включать галактоманнановые смолы и их производные, глюкоманнановые смолы и их производные и производные целлюлозы. Примерами таких соединений являются гуаровая смола, смола рожкового дерева, смола карайи, карбоксиметилгуар натрия, гидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар натрия, натрия карбоксиметилгидроксиметилцеллюлоза, натрия карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгуар (CMG), карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG) и гидроксиэтилцеллюлоза.
В одном варианте осуществления полимер, увеличивающий вязкость, выбран из группы, состоящей из полисахаридов, производных полисахаридов, полиакрилатов, полиакриламидов, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливиниловых спиртов, полимолочных кислот, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилэфира и полиэтиленоксидов. В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения полимер во флюиде для обработки пласта на водной основе может включать функционализированные гуаровые производные, гуаровую смолу и их комбинации.
Пригодный полисахарид, такой как гуар, может поступать в любой пригодной форме, из которой он может быть получен практическим способом. Например, гуар можно получить в виде белого порошка (с размером меша, например, от 100 до 325). Водорастворимые полимеры можно также использовать в качестве загустителей. Пригодные полисахариды включают стандартный гуар и дериватизированные и функционализированные гуары, такие как HPG (гидроксипропилгуар), гидроксибутилгуар, гидроксиэтилгуар, CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуар), карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар и их комбинации. Дериватизированые полимеры особенно пригодны для более высоких температур по сравнению со стандартным (или недериватизированным) гуаром. Пригодные полимеры включают полисахариды, которые способны к образованию геля в присутствии сшивающего средства с целью образования флюида на основе геля. Другими пригодными способными к гидратации полисахаридами являются галактоманнановые смолы, целлюлоза и производные целлюлозы, гуаровая смола, смола рожкового дерева, смола карайи, ксантановая смола, крахмал или дериватизированный крахмал. Можно использовать любой пригодный полимер, водорастворимый или нерастворимый в воде. В иллюстративном варианте осуществления, однако, полимер, увеличивающий вязкость, является водорастворимым или водонабухающим.
Дополнительно можно использовать "водоустойчивые" (но в то же время полимеры водонабухающего типа) с целью снижения образования пористости или водопроницаемости. Ряд полимеров приемлем для использования в качестве "водоустойчивых" полимеров в вариантах осуществления настоящего изобретения, в том числе, но без ограничения: полиакриламид, гидролизованный полиакриламид, ксантан, склероглюкан, полисахаририды, амфотерные полимеры, полученные из полиакриламида, акриловая кислота и хлорид диаллидиметиламмония, терполимеры винилсульфоната/виниламида/акриламида, сополимеры винилсульфоната/акриламида, сополимеры акриламида/акриламидометилпропансульфоновой кислоты, сополимеры акриламида/винилпирролидона, натрия карбоксиметилцеллюлоза, поли[диалкиламиноакрилат-со-акрилат-g-поли(этиленоксид)]. "Водоустойчивые" полимеры рассматривают более подробно в патенте США № 7036589, включенном для разных целей в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте.
Другие пригодные полимеры включают "микробные полисахариды" или гетерополисахариды, которые общеизвестны как сфинганы (Sphingans). В частности, эти полимеры могут быть приемлемыми при получении активированных флюидов, используемых в качестве гидравлических флюидов для обработки пласта на водной основе при водных обработках стволов скважин. Такие полимеры описаны в публикации США № 2006/0166836 A1, включенной для разных целей в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте.
Другие водорастворимые полимеры, особенно подходящие для неблагоприятных окружающий условий, могут быть пригодными при добыче и обработке природных ресурсов. Например, водорастворимые полимеры могут содержать N-виниламид, такой как N-виниллактам и сополимеры и терполимеры N-виниллактама с ненасыщенными амидами и по меньшей мере одним гидрофильным винил-содержащим сульфонатом, фосфонатом или сложным эфиром и/или гидрофильным N-виниллактамом. Такие полимеры описаны в патенте США № 5186257, включенном для разных целей в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте.
Для получения флюида для обработки пласта на водной основе можно использовать одиночный полимер, увеличивающий вязкость, или комбинацию полимеров, увеличивающих вязкость. Например, полимеры гуарового типа (водорастворимые) и полиакриламидного типа (водоустойчивые) можно использовать в комбинации. Для достижения необходимой вязкости можно использовать любое пригодное соотношение полимеров.
Концентрацию полимера, увеличивающего вязкость, во флюиде для обработки пласта на водной основе, можно выбрать и контролировать таким образом, чтобы придать флюиду вязкость и другие реологические характеристики, необходимые или требуемые для конкретного конечного использования. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения, например, флюид для обработки пласта на водной основе может содержать от приблизительно 4 PPTG (фунтов на тысячу галлонов) до приблизительно 120 PPTG или от приблизительно 10 PPTG до приблизительно 80 PPTG полимера, увеличивающего вязкость (который может быть одним полимером, увеличивающим вязкость, или комбинацией из двух или более полимеров, увеличивающих вязкость).
Во флюид для обработки пласта на водной основе можно включить дополнительные добавки, такие как ускорители (помимо тиосульфатной соли, сульфитной соли, бисульфитной соли и/или эриторбатной соли) или поверхностно-активные вещества. Поверхностно-активные вещества могут сольватировать или подвергать набуханию полимеры, увеличивающие вязкость. В частности, поверхностно-активные вещества могут способствовать включению полимера в водную фазу. Поверхностно-активные вещества, пригодные для использования во флюидах для обработки пласта на водной основе, включают, но без ограничения, анионные, катионные, цвиттер-ионные/амфотерные эмульгаторы и неионные типы. Например, могут быть пригодными поверхностно-активные вещества, описанные в публикации США № 2008/0217012 и патенте США № 7036589, оба из которых для разных целей включены в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте. В одном варианте осуществления поверхностно-активное вещество не является вязкоупругим. Источником воды, используемым для получения флюида для обработки пласта на водной основе, может быть пресная вода, соленая вода, болотная вода, прудовая вода, озерная вода, речная вода, морская вода, возвратная вода, очищенная вода или любой другой тип жидкости на водной основе, в том числе, содержащей минералы и/или буферные средства, которые не реагировали бы неблагоприятным образом с различными пероксидными разжижителями, описанными в данном документе. Пригодные ускорители для использования с пероксидными разжижителями включают органические кислоты, третичные амины и переходные металлы металлоорганических соединений. Не желая ограничиваться определенной теорией, считается, что ускорители могут способствовать еще большему повышению диапазона приемлемых температур для пероксидных разжижителей за пределами того, что может быть достигнуто с использованием исключительно промотора на основе тиосульфатной соли. В одном варианте осуществления настоящего изобретения никакого другого пероксидного ускорителя или промотора, отличного от промотора типа тиосульфатной, сульфитной, бисульфитной или эриторбатной соли не присутствует во флюиде для обработки пласта на водной основе. В частности, флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит какой-либо ускоритель или промотор на основе амина.
Флюид для обработки пласта на водной основе предпочтительно является способным к перекачиванию насосом или текучим в место гидравлического разрыва. Для доставки флюида для обработки пласта на водной основе в ствол скважины можно использовать любое пригодное оборудование или методики.
Можно использовать любые пригодные методики смешивания или диспергирования для обеспечения надлежащего и однородного диспергирования компонентов флюида для обработки пласта на водной основе. Можно также использовать растворители, отличные от воды, однако вода является предпочтительной вследствие ее инертной природы (например, она не будет оказывать вредного действия при конечном применении) и обилия. В различных вариантах осуществления флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит или не содержит какой-либо растворитель, отличный от воды, по существу не содержит или не содержит органический растворитель или по существу не содержит или не содержит какой-либо несмешивающийся с водой органический растворитель. Вследствие легкости диспергирования в воде, пероксид может равномерно связываться с полимером во флюиде для обработки пласта на водной основе. Например, пероксидный разжижитель может быть диспергирован или растворен в воде. В качестве альтернативы разжижитель может находиться в чистой жидкой форме, например, конкретные пероксиды являются жидкими в чистой форме. Дополнительно разжижитель может находиться в эмульгированной форме.
В одном варианте осуществления пероксидом покрывают наполнитель или пероксид абсорбируется в наполнитель. В частности, пероксидным разжижителем могут покрывать сам расклинивающий наполнитель в подходящей для использования концентрации или в виде маточной смеси. Подобным образом в одном варианте осуществления тиосульфатной солью покрывают наполнитель или она абсорбируется в наполнитель. В частности, тиосульфатной солью могут покрывать сам расклинивающий наполнитель в подходящей для использования концентрации или в виде маточной смеси. Предполагается, что можно использовать любой пригодный наполнитель. В иллюстративном варианте осуществления используемым наполнителем является расклинивающий материал, такой как песок, боксит и т.д. Наполнители и/или конечная смесь могут представлять собой легкосыпучий порошок или могут быть гранулированными, например, для более легкой подачи посредством буровых снарядов.
Пригодные размеры частиц инертных наполнителей могут быть выбраны специалистами в данной области техники. Например, распределение частиц по размеру на основе используемого расклинивающего наполнителя может составлять приблизительно 40/60 меш. В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения распределение частиц по размеру используемого инертного наполнителя в виде подложки для разжижителя или промотора может составлять приблизительно 20/40 меш (например, от 100% до 20 и от 0% до 40 меш).
Дополнительно, предполагается, что пероксидный(пероксидные) разжижитель(разжижители) или солевой(солевые) промотор(промоторы) можно инкапсулировать с помощью различных средств, доступных в данной области техники.
В одном варианте осуществления смесь флюида для обработки пласта на водной основе содержит один или несколько расклинивающих наполнителей, один или несколько водорастворимых или водонабухающих полимеров, один или несколько промоторов, выбранных из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей и эриторбатных солей, один или несколько пероксидов и флюид на водной основе. В другом варианте осуществления флюид для обработки пласта на водной основе дополнительно содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество. Поскольку пероксид может быть легко промотирован промотором, может быть преимущественным поддержание этих компонентов разделенными до того времени, когда флюид для обработки пласта на водной основе необходимо вводить в подземный пласт через ствол скважины. Например, флюид для обработки пласта на водной основе можно разрабатывать в составах, включающих систему из двух частей, при этом первая часть содержит пероксид, и вторая часть содержит промотор (например, тиосульфатную соль). Первую часть и вторую часть объединяют в необходимых пропорциях для получения флюида для обработки пласта на водной основе. В качестве альтернативы можно использовать методики инкапсулирования для того, чтобы задержать высвобождение пероксида и/или промотора до того времени, когда активация пероксидного разжижителя промотором становится необходимой. Например, пероксид или промотор можно инкапсулировать таким образом, что компонент высвобождается исключительно в остаток флюида для обработки пласта на водной основе и становится доступным для реакции или другого взаимодействия с другими компонентами флюида для обработки пласта на водной основе, когда смесь достигает определенной температуры после введения в подземный пласт. Такие методики инкапсулирования могут облегчить разработку состава одной части систем флюидов для обработки пласта на водной основе, которая может быть более удобной для использования, чем системы из двух частей.
Весовые проценты или части необходимого(необходимых) промотора(промоторов) могут зависеть от типа или количества полимера(полимеров), увеличивающего(увеличивающих) вязкость во флюиде для обработки пласта на водной основе, и типа и количества пероксидного(пероксидных) разжижителя(разжижителей), используемого(используемых) для разрушения полимера(полимеров). Диапазон промотора по отношению к пероксиду может составлять от приблизительно 300000 частей до приблизительно 0,1 части, или от приблизительно 100000 частей до приблизительно 1 части, или от приблизительно 80000 до приблизительно 10 частей по весу промотора(промоторов) на основе 100 частей по весу используемого(используемых) пероксида(пероксидов). В одном аспекте настоящего изобретения соотношение промотора к пероксиду составляет от приблизительно 80000 частей по весу до приблизительно 80 частей по весу промотора на 100 частей по весу пероксида. В другом аспекте соотношение промотора к пероксиду составляет от приблизительно 20000 частей до приблизительно 20 частей по весу промотора на 100 частей по весу пероксида. В еще одном аспекте соотношение промотора к пероксиду составляет от приблизительно 3000 частей до приблизительно 1000 частей по весу промотора на 100 частей используемого пероксида.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, способ применения флюида для обработки пласта на водной основе в процессе гидроразрыва включает введение флюида для обработки пласта на водной основе, содержащего расклинивающий наполнитель и полимер, увеличивающий вязкость, в подземный пласт для образования по меньшей мере одного разрыва. Расклинивающий наполнитель осаждается в разрыве и, соответственно, вязкость флюида для обработки пласта на водной основе снижается с помощью пероксидного разжижителя. Разрушение полимера ускоряется и/или температура, при которой разрушение полимера имеет место, снижается посредством добавления тиосульфатной, сульфитной, бисульфитной и/или эриторбатной соли во флюид для обработки пласта на водной основе.
Флюид для обработки пласта на водной основе можно закачивать или нагнетать в подземный пласт породы с помощью любого пригодного оборудования или методик, известных в данной области техники. Как правило, флюид для обработки пласта на водной основе с высокой вязкостью нагнетают в ствол скважины под большим давлением. Как только давление природного резервуара превышает границы, флюид для гидроразрыва инициирует разрыв в пласте, который, как правило, продолжает расти во время закачивания. Обычно предпочтительно для оптимального гидроразрыва, чтобы флюид достигал максимальной вязкости, как только он входит в разрыв.
Флюид для обработки пласта на водной основе может включать один или несколько расклинивающих наполнителей. Расклинивающие наполнители или расклинивающие средства переносятся флюидом для обработки пласта на водной основе для осаждения в трещинах, где они удерживают от смыкания трещины, полученные путем гидравлического разрыва. Расклинивающий наполнитель остается в полученных разрывах для предотвращения закрытия разрывов и для образования канала, проходящего от ствола скважины в пласт сразу после извлечения флюида для гидроразрыва. Можно использовать любой пригодный расклинивающий наполнитель, такой как песок, синтетический керамический расклинивающий наполнитель или покрытый смолой/полимерами расклинивающий наполнитель, как хорошо известно в данной области техники.
Сразу после образования разрывов и осаждения расклинивающих наполнителей флюид для обработки пласта на водной основе извлекают посредством снижения вязкости флюида. Как только вязкость снижается, он вытекает из пласта под влиянием пластовых флюидов и давления, однако, оставляет расклинивающий наполнитель в трещинах. Вязкость флюида для обработки пласта на водной основе снижают с помощью одного или нескольких пероксидных разжижителей. К сожалению разжижители могут тяжело поддаваться контролю. В частности, при сравнительно низких температурах пероксиды могут не снижать вязкости флюида для обработки пласта на водной основе в пределах надлежащего короткого периода времени, если это вообще имеет место. Таким образом, извлечение использованного флюида для обработки пласта на водной основе из подземного пласта можно замедлить или даже предотвратить совсем вследствие постоянной высокой вязкости флюида для обработки пласта на водной основе.
Было обнаружено, что при добавлении по меньшей мере одной тиосульфатной, сульфитной, бисульфитной и/или эриторбатной соли к флюиду для обработки пласта на водной основе разрушение полимера промотируется или ускоряется. Это особенно полезно при разрушении флюида для обработки пласта на водной основе сразу после достижения конкретного значения или диапазона температур. Высокая вязкость флюида для обработки пласта на водной основе сохраняется в течение определенного времени, однако, затем “разжижается” при сравнительно умеренных температурных условиях. В частности, флюиды для обработки пласта на водной основе по настоящему изобретению можно разработать в составах таким образом, чтобы разжижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе проявлялось в пределах диапазона температур от приблизительно 100°F до приблизительно 280°F, или от приблизительно 120°F до приблизительно 200°F, или от приблизительно 130°F до приблизительно 180°F, в различных вариантах осуществления настоящего изобретения. Таким образом, один аспект настоящего изобретения неожиданным образом обеспечивает систему флюидов для обработки пласта на водной основе, приемлемую для целого диапазона температур от приблизительно 120°F до приблизительно 280°F с использованием одиночного разжижителя, тогда как в настоящее время требуется несколько систем флюидов для обработки пласта на водной основе, содержащих различные системы разжижителей, с целью эффективного функционирования в этом целом диапазоне температур.
Высокая вязкость флюида для обработки пласта на водной основе сохраняется или находится под защитой в течение определенного времени или в пределах определенного диапазона температур, однако, затем снижается посредством разрушения полимера(полимеров), увеличивающего(увеличивающих) вязкость, пероксидом(пероксидами). Время, в течение которого пероксидный разжижитель является эффективным в понижении вязкости флюида для обработки пласта на водной основе, может зависеть от продолжительности действия и количества разжижителя по отношению к другим составляющим во флюиде для обработки пласта на водной основе, pH, например, флюида для обработки пласта на водной основе и/или температурного профиля. В частности, временной/pH/температурный профиль разжижителей может основываться на периоде полуразложения конкретного разжижителя или его содержании активного кислорода. Как правило, разжижитель становится более активным по мере того, как он достигает более высоких температур. Вместо простого доведения типа, количества, pH или времени введения разжижителя, тиосульфатная, сульфитная, бисульфитная и/или эриторбатная соль усиливает разрушение полимера(полимеров) с помощью разжижителя. В одном варианте осуществления промоторы выбирают исходя из температур, при которых разжижители являются активными. Диапазон эффективных температур для замедленного разжижения флюидов для обработки пласта на водной основе на основе полимеров, увеличивающих вязкость, может находится в диапазоне от приблизительно 100°F до 500°F в зависимости от используемого типа полимера, промотора и пероксидного разжижителя и их сравнительных количеств и концентраций. В данной области техники хорошо известно, что выбор промотора и пероксида может зависеть от многих факторов. В иллюстративном варианте осуществления комбинация промотора и пероксида является эффективной для достижения разжижения флюида для обработки пласта на водной основе при температурах от приблизительно 100°F до приблизительно 500°F. В другом иллюстративном варианте осуществления комбинация промотора/пероксида эффективно достигает разжижения флюида для обработки пласта на водной основе при температуре от приблизительно 125°F до приблизительно 200°F.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение наличия флюида для обработки пласта на водной основе, содержащего расклинивающий наполнитель, полимер, увеличивающий вязкость, и пероксидный разжижитель, и добавление одного или нескольких промоторов, выбранных из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисультфитных солей и эриторбатных солей, к флюиду для обработки пласта на водной основе. Флюид для обработки пласта на водной основе подают в необходимое место в подземном пласте и флюид для обработки пласта на водной основе сохраняют при достаточной вязкости для образования по меньшей мере одного разрыва. Обеспечивают разрушение полимера разжижителем и снижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе в определенное время или при определенной температуре, при этом активность разжижителя усиливается или промотируется посредством присутствующего промотора.
Таким образом, аспекты настоящего изобретения включают флюиды для обработки пласта на водной основе, способы применения флюидов для обработки пласта на водной основе и способы образования подземных пластов. При добавлении по меньшей мере одного промотора, такого как тиосульфатная соль, к флюиду для обработки пласта на водной основе можно инициировать разрушение полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе сразу после достижения конкретного необходимого времени или температуры, при этом такое время короче или такая температура ниже, чем наблюдаемые в отсутствие промотора. Соответственно, флюид для обработки пласта на водной основе способен к соответствующему разрыву пласта при определенном давлении и температурных условиях и затем к проявлению снижения вязкости, эффективного для обеспечения удаления флюида для обработки пласта на водной основе из подземного пласта.
Пример 1
Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 0,2 GPT Luperox® TBH70X 70% трет-бутилгидропероксида в воде для выполнения функции разжижителя.
Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace M5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 140°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.
Блок реометра Grace M5600 оснащен ротором и внутренним цилиндром (bob) стандартного размера API 39, обозначаемым "R1B5", или ротор 1, внутренний цилиндр 5. Внутренний цилиндр B5 широко используется для исследования флюидов для гидроразрыва. Этот прибор, реометр Grace, и внутренний цилиндр B5 применяли в каждом из следующих далее примеров. Со стандартным внутренним цилиндром В5 использовали фиксированную скорость сдвига 40/секунд, при температуре 170 F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм.
В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 6 GPT (галлонов на тысячу) тиосульфата натрия (30% концентрация в воде) добавляли после добавления раствора NaOH.
Результаты
В соответствии с фигурой 1 контрольный состав флюида для обработки пласта на водной основе с использованием 0,2 GPT 70% трет-бутилгидропероксида без добавления тиосульфата натрия не проявил разжижение при температуре 140°F. Однако при добавлении к составу 6,0 GPT 30% раствора тиосульфата натрия после добавления 25% раствора NaOH разжижение вязкости композиции флюида для гидроразрыва неожиданным образом наблюдалось при температуре, более низкой чем 140°F. Таким образом, добавление тиосульфата натрия к композиции флюида для обработки пласта на водной основе способствует промоции влияния трет-бутилгидропероксида в качестве разжижителя, обеспечивая достижение разжижения композиции флюида для обработки пласта на водной основе при сравнительно низкой температуре. Это было неожиданным, поскольку тиосульфат натрия обычно используется для стабилизации (т.е. предотвращения разжижения) гуарового геля при повышенных температурах, для защиты гуара от потери вязкости. Этот пример показывает, что активаторы, используемые в практике в соответствии с настоящим изобретением, обеспечивают эффективное разжижение вязкости гуарового флюида при низких температурах, что невозможно при использовании исключительно трет-бутилгидропероксида (tBHP).
Пример 2
Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.
Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 200°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов. Примечание: при этой температуре, составляющей 200°F, ожидается наблюдение разжижения при использовании 5,0 GPT 5% концентрации трет-бутилгидропероксида в воде.
В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 0.5 GPT (галлонов на тысячу) тиосульфата натрия (35% концентрация в воде) добавляли после добавления раствора NaOH и исключительно 1 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.
Результаты
В соответствии с фигурой 2, использование 0,5 GPT 30% тиосульфата натрия обеспечивает очень эффективное разжижение через 42 минуты при использовании исключительно 1 GPT 5% трет-бутилгидропероксида при температуре 200°F. Использование тиосульфата натрия приводило к полному разжижению менее чем за половину времени по сравнению с отсутствием тиосульфата натрия и меньшим количеством пероксидного разжижителя. Другими словами, для достижения более медленного разжижения в течение 90 минут при температуре 200°F, потребуется пятикратное количество разжижителя, т.е. 5 GPT 5% трет-бутилгидропероксида без тиосульфата натрия по сравнению с исключительно 1 GPT 5% трет-бутилгидропероксида с 0,5 GPT 30% тиосульфата натрия.
Таким образом, композиции и способы по настоящему изобретению предусматривают новый и неожиданный результат: для быстрого и эффективного разжижения гуарового флюида для гидроразрыва потребуется использование меньшего количества пероксидного разжижителя по сравнению с использованием исключительно 5% трет-бутилгидропероксида. Таким образом, эта новая система обеспечивает меньшее количество материала в рабочем месте, меньше энергетических затрат, связанных с транспортировкой этих материалов, и меньше ограничений с точки зрения общего воздействия окружающих условий.
Пример 3
Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.
Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 170°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.
В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 0,5 GPT (галлонов на тысячу) 10% водного раствора сульфита натрия добавляли после добавления раствора NaOH.
Результаты
В соответствии с фигурой 3, разжижение вязкости не было достигнуто при использовании 1 GPT 5% водного раствора трет-бутилгидропероксида при 170°F. Однако значительное разжижение было достигнуто через два часа при использовании того же самого разжижителя и его загрузке при добавлении 0,5 GPT 10% водного раствора сульфита натрия, снова при температуре 170°F.
Также, кроме быстрого времени разжижения, наблюдалось замедление в загущении вязкости при использовании сульфита натрия. Замедление загущения вязкости является эффективным для повышения уровня закачивания флюидов внутрь скважины.
Пример 4
Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.
Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 170°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.
В соответствии с фигурой 4, разжижения вязкости гуарового полимера при 170°F не наблюдалось при повышенном использовании 5,0 GPT 5% трет-бутилгидроперосида в воде и без активатора.
В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 1,0 GPT 5% концентрации трет-бутилгидропероксида в воде (в пять раз меньше, чем контрольный образец) использовали с 0,5 GPT (галлонов на тысячу) 10% моногидрата D-изоаскорбата натрия, который добавляли после добавления раствора NaOH.
Результаты
В соответствии с фигурой 4 для этого примера 4, при 170 F значительного разжижения (снижения) вязкости полимерного флюида для гидроразрыва не наблюдалось при использовании большого количества пероксидного разжижителя, т.е. 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида без промотора. Однако, как показано на фигуре 4, использование 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида в качестве разжижителя, объединенного с 0,5 GPT 10% моногидрата D-изоаскорбата натрия, приводило к значительному разжижению вязкости флюида для гидроразрыва при 170°F через приблизительно два часа. Наряду с повышенной эффективностью снижения вязкости флюида эта новая система также обеспечила необходимое замедление получения загущения вязкости на начальной стадии получения флюида. Это необходимо, поскольку это обеспечивает более легкую обработку флюида на ранних стадиях действия флюида для гидроразрыва. Загущение вязкости начиналось, и затем через два часа она разжижалась, что требуется в скважинных процессах для удаления полимерного флюида из наполненных песком раздвинутых расщелин. Полное разжижение флюида для гидроразрыва является важным для соответствующей проводимости газа и/или нефти из раздвинутых расщелин к стволу скважины.
Пример 5
Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.
Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об./мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при 170°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.
В соответствии с фигурой 5, разжижения вязкости гуарового полимера при 170°F не наблюдалось при повышенном использовании 5,0 GPT 5% трет-бутилгидроперосида без активатора.
В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 1,0 GPT 5% концентрации трет-бутилгидропероксида в воде (в пять раз меньше, чем контрольный образец) использовали с 1,0 GPT 10% бисульфита натрия, который добавляли после добавления раствора NaOH.
Результаты
В соответствии с фигурой 5, при 170°F значительного разжижения (снижения) вязкости полимерного флюида для гидроразрыва не наблюдалось при использовании 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида без промотора. Однако, как снова показано на фигуре 5, было обнаружено, что использование исключительно 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида в качестве разжижителя, объединенного с исключительно 1,0 GPT 10% бисульфита натрия, приводило к значительному разжижению вязкости флюида для гидроразрыва при 170°F через приблизительно 50 минут. Наряду с этой повышенной эффективностью снижения вязкости флюида, новые составы в соответствии с настоящим изобретением также обеспечили необходимое замедление загущения вязкости на начальной стадии получения флюида. Это необходимо, поскольку это обеспечивает намного более легкую обработку флюида на ранних стадиях действия флюида для гидроразрыва.
Claims (31)
1. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий:
смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, который представляет собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, HPG - гидроксипропилгуара, CMG - карбоксиметилгуара, CMHPG - карбоксиметилгидроксипропилгуара и их комбинаций, или выбранный из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов и их комбинаций,
по меньшей мере один органический разжижающий пероксид, и
по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций,
где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.
2. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где вода выбрана из группы, состоящей из пресной воды, возвратной воды, соленой воды, болотной воды, прудовой воды, речной воды, озерной воды и их комбинаций.
3. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, дополнительно содержащий по меньшей мере один буферный агент.
4. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один пероксидный разжижитель выбран из группы, состоящей из гидропероксидов, кетонпероксидов, диалкилпероксидов, диацилпероксидов, пероксиэфира, монопероксикарбонатов и их комбинаций.
5. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один пероксидный разжижитель выбран из группы, состоящей из гидропероксидов, кетонпероксидов и их комбинаций.
6. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 5, где по меньшей мере один пероксидный разжижитель выбран из группы, состоящей из 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексана; гидропероксида кумола; трет-бутилгидропероксида; трет-амилгидропероксида; трет-октилгидропероксида; 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксида; пара-ментангидропероксида; диизопропилбензолмоногидропероксида; диизопропилбензолдигидропероксида; 2,4-пентандионпероксида; метилэтилкетонпероксида, метилизобутилкетонпероксида и их комбинаций.
7. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один промотор выбран из группы, состоящей из тиосульфата натрия, тиосульфата калия, тиосульфата аммония, тиосульфата серебра, тиосульфата железа, тиосульфата меди, тиосульфата кобальта, тиосульфата кальция, тиосульфата марганца, тиосульфата ванадия и их комбинаций.
8. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере одним полимером, увеличивающим вязкость, является полисахарид, сшитый по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств.
9. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере одним полимером, увеличивающим вязкость, является полисахарид, выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, HPG (гидроксипропилгуара), CMG (карбоксиметилгуара), CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуара) и их комбинаций.
10. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, содержащий от приблизительно 4 до 120 pptg (фунтов на тысячу галлонов) пероксида и от приблизительно 0,001% до 10% промотора.
11. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, дополнительно содержащий по меньшей мере один расклинивающий наполнитель.
12. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 11, где по меньшей мере один расклинивающий наполнитель выбран из группы, состоящей из песочных расклинивающих наполнителей, синтетических керамических расклинивающих наполнителей, покрытых смолой/полимером расклинивающих наполнителей и их комбинаций.
13. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, дополнительно содержащий буферную систему.
14. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один пероксид характеризуется растворимостью в воде более 1 г/100 г воды при температуре 25°C.
15. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит несмешивающийся с водой органический растворитель.
16. Способ обработки подземного образования, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере в часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта на водной основе содержит:
смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, повышающий вязкость, который представляет собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, HPG (гидроксипропилгуара), CMG (карбоксиметилгуара), CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуара) и их комбинаций, или выбранный из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов и их комбинаций,
по меньшей мере один органический разжижающий пероксид, выбранный из группы, состоящей из 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексана; гидропероксида кумола; трет-бутилгидропероксида; трет-амилгидропероксида; трет-октилгидропероксида; 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксида; пара-ментангидропероксида; диизопропилбензолмоногидропероксида; диизопропилбензолдигидропероксида; 2,4-пентандионпероксида; метилэтилкетонпероксида, метилизобутилкетонпероксида и их комбинаций, и
по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, в количестве, эффективном для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе.
17. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе вводят в подземный пласт через ствол скважины.
18. Способ по п. 16, где по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, включает полисахарид.
19. Способ по п. 18, где полисахарид является сшитым.
20. Способ по п. 18, где полисахаридом является гуаровая смола.
21. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе дополнительно содержит по меньшей мере одно сшивающее средство.
22. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе содержит от приблизительно 4 до 120 pptg (фунтов на тысячу галлонов) пероксида и от приблизительно 0,001% до 10% промотора.
23. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе дополнительно содержит буферную систему.
24. Способ по п. 16, где количество промотора является эффективным для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере на 5°F по сравнению с температурой разжижения, полученной для флюида для обработки пласта на водной основе в отсутствие по меньшей мере одного промотора.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361769830P | 2013-02-27 | 2013-02-27 | |
US61/769,830 | 2013-02-27 | ||
PCT/US2014/017276 WO2014133853A1 (en) | 2013-02-27 | 2014-02-20 | Promoters for peroxides in aqueous treatment fluids |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015141019A RU2015141019A (ru) | 2017-03-31 |
RU2658424C2 true RU2658424C2 (ru) | 2018-06-21 |
Family
ID=51428703
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015141019A RU2658424C2 (ru) | 2013-02-27 | 2014-02-20 | Промоторы для пероксидов во флюидах для обработки пласта на водной основе |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10138413B2 (ru) |
EP (1) | EP2961923A4 (ru) |
CN (1) | CN105008661B (ru) |
AR (1) | AR095012A1 (ru) |
AU (1) | AU2014223906B2 (ru) |
BR (1) | BR112015020488B1 (ru) |
CA (2) | CA3080852C (ru) |
MX (1) | MX2015011059A (ru) |
RU (1) | RU2658424C2 (ru) |
WO (1) | WO2014133853A1 (ru) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016043977A1 (en) * | 2014-09-19 | 2016-03-24 | Arkema Inc. | Compositions and methods for breaking hydraulic fracturing fluids |
US10280352B2 (en) * | 2014-12-23 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water swellable polymer as a diverter for acid stimulation treatments in high temperature environments |
CA2969522C (en) * | 2015-01-08 | 2019-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activators for inorganic oxide breakers |
WO2016153791A1 (en) | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Arkema Inc. | Colored organic peroxide compositions |
CA2980448A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Arkema Inc. | Colored organic peroxide compositions and methods for breaking hydraulic fracturing fluids |
US10427950B2 (en) * | 2015-12-04 | 2019-10-01 | Ecolab Usa Inc. | Recovery of mining processing product using boronic acid-containing polymers |
AR110876A1 (es) | 2016-04-14 | 2019-05-15 | Univar Usa Inc | Métodos y suspensiones acuosas reticulantes a base de borato térmicamente estables para el tratamiento de formaciones subterráneas |
RU2624496C1 (ru) * | 2016-05-04 | 2017-07-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Ника-Петротэк" | Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин |
CN108587593A (zh) * | 2017-12-27 | 2018-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低温储层用滑溜水压裂液 |
CN108559477A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于高矿化度条件下使用的滑溜水压裂液 |
US11746282B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-09-05 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
US11274243B2 (en) | 2018-06-08 | 2022-03-15 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
WO2021072233A1 (en) * | 2019-10-10 | 2021-04-15 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090022145A1 (en) * | 2007-07-20 | 2009-01-22 | Ipc Systems, Inc. | Systems, methods, apparatus and computer program products for networking trading turret systems using sip |
WO2009111324A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-11 | Texas United Chemcial Company, Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
RU2008125165A (ru) * | 2005-11-22 | 2009-12-27 | Хээибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | Способы стабилизации незакрепленных подземных образований |
RU2404223C2 (ru) * | 2005-08-17 | 2010-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения |
US20110005969A1 (en) * | 2009-07-09 | 2011-01-13 | Giffin Wade J | Compositions and processes for fracturing subterranean formations |
WO2011034807A2 (en) * | 2009-09-21 | 2011-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US20110247821A1 (en) * | 2010-04-12 | 2011-10-13 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
US20120012320A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymerizing and anchoring a water-soluble polymer to an in-place mineral surface of a well |
US20120241158A1 (en) * | 2009-12-11 | 2012-09-27 | Arkema Inc. | Radical trap in oil and gas stimulation operations |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050261138A1 (en) * | 2004-05-20 | 2005-11-24 | Robb Ian D | Viscosified treatment fluids comprising scleroglucan or diutan and associated methods |
US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
US7678745B2 (en) * | 2007-09-24 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction |
US20090221453A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Sumitra Mukhopadhyay | Treatment Fluid With Oxidizer Breaker System and Method |
CA2791853C (en) * | 2010-02-12 | 2018-03-06 | Rhodia Operations | Rheology modifier compositions and methods of use |
US20130228334A1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-09-05 | Li Jiang | Method and composition to reduce gel viscosity in the intermediate temperature range |
WO2013116875A1 (en) * | 2012-02-05 | 2013-08-08 | Texas United Chemical Company, Llc | Earth metal peroxide fluidized compositions |
-
2014
- 2014-02-20 EP EP14756534.5A patent/EP2961923A4/en not_active Withdrawn
- 2014-02-20 WO PCT/US2014/017276 patent/WO2014133853A1/en active Application Filing
- 2014-02-20 MX MX2015011059A patent/MX2015011059A/es unknown
- 2014-02-20 BR BR112015020488-0A patent/BR112015020488B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2014-02-20 US US14/770,104 patent/US10138413B2/en active Active
- 2014-02-20 CN CN201480010608.0A patent/CN105008661B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-02-20 CA CA3080852A patent/CA3080852C/en active Active
- 2014-02-20 CA CA2902163A patent/CA2902163C/en active Active
- 2014-02-20 RU RU2015141019A patent/RU2658424C2/ru active
- 2014-02-20 AU AU2014223906A patent/AU2014223906B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-02-26 AR ARP140100605A patent/AR095012A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2404223C2 (ru) * | 2005-08-17 | 2010-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения |
RU2008125165A (ru) * | 2005-11-22 | 2009-12-27 | Хээибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | Способы стабилизации незакрепленных подземных образований |
US20090022145A1 (en) * | 2007-07-20 | 2009-01-22 | Ipc Systems, Inc. | Systems, methods, apparatus and computer program products for networking trading turret systems using sip |
WO2009111324A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-11 | Texas United Chemcial Company, Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
US20110005969A1 (en) * | 2009-07-09 | 2011-01-13 | Giffin Wade J | Compositions and processes for fracturing subterranean formations |
WO2011034807A2 (en) * | 2009-09-21 | 2011-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US20120241158A1 (en) * | 2009-12-11 | 2012-09-27 | Arkema Inc. | Radical trap in oil and gas stimulation operations |
US20110247821A1 (en) * | 2010-04-12 | 2011-10-13 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
US20120012320A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymerizing and anchoring a water-soluble polymer to an in-place mineral surface of a well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2014223906B2 (en) | 2018-02-22 |
BR112015020488B1 (pt) | 2021-10-05 |
RU2015141019A (ru) | 2017-03-31 |
CA3080852A1 (en) | 2014-09-04 |
CN105008661A (zh) | 2015-10-28 |
CA2902163C (en) | 2021-06-29 |
AR095012A1 (es) | 2015-09-16 |
CA3080852C (en) | 2022-08-23 |
WO2014133853A1 (en) | 2014-09-04 |
US20160009985A1 (en) | 2016-01-14 |
CN105008661B (zh) | 2020-03-17 |
MX2015011059A (es) | 2015-10-22 |
BR112015020488A2 (pt) | 2017-07-18 |
CA2902163A1 (en) | 2014-09-04 |
EP2961923A4 (en) | 2016-10-19 |
US10138413B2 (en) | 2018-11-27 |
AU2014223906A1 (en) | 2015-09-03 |
EP2961923A1 (en) | 2016-01-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2658424C2 (ru) | Промоторы для пероксидов во флюидах для обработки пласта на водной основе | |
RU2553809C2 (ru) | Ловушка радикалов в операциях интенсификации притока нефти и газа | |
RU2459071C2 (ru) | Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ | |
US20100222242A1 (en) | Peracid oil-field viscosity breaker and method | |
WO2007026144A1 (en) | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use | |
EA016730B1 (ru) | Окислительный внутренний разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей | |
AU2009209303B2 (en) | Compositions and methods of treating high temperature subterranean formations | |
US10961438B2 (en) | Method for reducing the viscosity of viscosified fluids for applications in natural gas and oil fields | |
RU2689940C2 (ru) | Способы и флюиды для обработки скважины | |
WO2012063199A2 (en) | Formate salts for increased stability of polyacrylamide fluids | |
CA2667321C (en) | Oil well fracturing fluids and methods | |
US20160032173A1 (en) | Method for the time delayed reduction in viscosity of hydraulic fracturing fluid | |
WO2016074949A1 (en) | Method for reducing the viscosity of viscosified fluids for applications in natural gas and oil fields | |
RU2703573C2 (ru) | Композиции и способы разжижения флюидов для гидроразрыва | |
AU2014268335C1 (en) | Treatment fluids with non-oxidizer class inorganic peroxide polymer breakers and methods of use thereof |