RU2660810C2 - Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов - Google Patents
Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2660810C2 RU2660810C2 RU2015138480A RU2015138480A RU2660810C2 RU 2660810 C2 RU2660810 C2 RU 2660810C2 RU 2015138480 A RU2015138480 A RU 2015138480A RU 2015138480 A RU2015138480 A RU 2015138480A RU 2660810 C2 RU2660810 C2 RU 2660810C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- copolymer
- dialdehyde
- acrylamide polymer
- gel composition
- range
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 142
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 98
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 88
- ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N Dialdehyde 11678 Chemical compound N1C2=CC=CC=C2C2=C1[C@H](C[C@H](/C(=C/O)C(=O)OC)[C@@H](C=C)C=O)NCC2 ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 23
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 claims description 21
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 10
- -1 without limitation Substances 0.000 claims description 9
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 5
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- DYNFCHNNOHNJFG-UHFFFAOYSA-M 2-formylbenzoate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C=O DYNFCHNNOHNJFG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WSMYVTOQOOLQHP-UHFFFAOYSA-N Malondialdehyde Chemical compound O=CCC=O WSMYVTOQOOLQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N Succinic aldehyde Chemical compound O=CCCC=O PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims description 4
- IZALUMVGBVKPJD-UHFFFAOYSA-N benzene-1,3-dicarbaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC(C=O)=C1 IZALUMVGBVKPJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 229940118019 malondialdehyde Drugs 0.000 claims description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 3
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 2
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 2
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 106
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 8
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 6
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 3
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 3
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical group CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 125000005342 perphosphate group Chemical group 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012749 thinning agent Substances 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-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
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 241001012508 Carpiodes cyprinus Species 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 125000002467 phosphate group Chemical class [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- CCVMLEHYQVSFOM-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[2-(prop-2-enoylamino)ethyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCNC(=O)C=C CCVMLEHYQVSFOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
-
- 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
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанную выше гелевую композицию. Способ получения гелевой композиции, включающий смешивание или взаимодействие акриламидного полимера или сополимера с диальдегидным компонентом в водной среде с рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, причем молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне примерно больше чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0, при температуре и в течение периода времени, достаточными для получения гелевой композиции; где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%. Способ обработки скважины, где указанную выше гелевую композицию вводят в ствол скважины. Способ обработки скважины, включающий введение в ствол скважины композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер; введение в ствол скважины композиции, содержащей диальдегид, и введение в ствол скважины модифицирующего рН агента в количестве, достаточном для образования в стволе скважины раствора с рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, с получением in situ указанной выше гелевой композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 2 ил.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
Настоящая заявка испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США №61/770,620, поданной 28 февраля 2013 г., содержание которой полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение в целом относится к гелевым композициям и жидкостям для обработки скважин, используемым при гидравлическом разрыве.
Предшествующий уровень техники
При бурении, заканчивании и интенсификации нефтяных и газовых скважин жидкости для обработки скважин зачастую закачивают в ствол скважины при высоких давлении и скорости подачи, что приводит к растрескиванию горной породы, окружающей ствол скважины. Одним из видов обработки скважины, часто применяемых для интенсификации добычи углеводородов из подземной зоны, через которую проходит ствол скважины, является гидравлический разрыв. Гидравлический разрыв, иными словами гидроразрыв (или фрэкинг), применяется для начала добычи из коллекторов с низкой проницаемостью и повторной интенсификации более старых добывающих скважин. При гидроразрыве жидкую композицию вводят в скважину под давлением, достаточным для того, чтобы вызвать растрескивание окружающей горной породы. Фрэкинг применяется как для расширения уже имеющихся в породе трещин, так и создания новых. Для поддержания искусственно образованных трещин открытыми до и после гидравлического разрыва используются проппанты, такие как песок и керамика. Для того чтобы поместить проппанты внутрь трещины, частицы проппанта суспендируют в жидкости, которую закачивают в подземный пласт. Как правило, вязкость данной жидкости достаточна для того, чтобы частицы оставались во взвешенном состоянии.
В идеале, жидкость гидроразрыва должна быть достаточно вязкой, чтобы создать трещину требуемой ширины и доставить в трещину большое количество проппанта. Вязкость жидкости можно улучшить или модифицировать, добавив синтетические и/или природные полимеры, или другие реологические модификаторы. К жидкостям, вязкость которых была улучшена полимерами, и которые используются для увеличения вязкости жидкостей гидроразрыва, относятся система Slickwater (в переводе с англ. «скользкая вода»), линейные гелевые системы и поперечно сшитые гелевые системы. Наиболее вязкими из них являются поперечно сшитые гелевые системы.
В поперечно сшитой гелевой системе линейный полимер или гель, например жидкость на основе гуаровой смолы или модифицированной гуаровой смолы, поперечно сшивается с добавляемыми реагентами, такими как борат, цирконат и титанат, в присутствии щелочи. Самый распространенный вид поперечно сшитого геля известен из уровня техники как гель на основе гуаровой смолы, поперечно сшитый боратным сшивателем. Поперечно сшитая гелевая композиция увеличивает вязкость жидкости гидроразрыва настолько, что проппант эффективно суспендируется.
При доставке жидкостью гидроразрыва проппанта в трещину или песка в гравийную набивку, или при проведении гидроразрыва с установкой гравийного фильтра, зачастую требуется снизить вязкость жидкости гидроразрыва, чтобы можно было извлечь жидкость из пласта с минимальными энергозатратами. Удаление отработанных жидкостей гидроразрыва из подземного пласта обычно требуется для того, чтобы начать добычу углеводородов. Данное уменьшение вязкости жидкости гидроразрыва зачастую достигается с помощью разжижителя, т.е. соединения, которое разрушает поперечные связи в геле.
Синтетические полимеры, например, полиакриламидные полимеры (ПАА), могут образовывать стабильные гели в кислой среде с металлическими сшивающими агентами, такими как соединения на основе алюминия, хрома, циркония и титана. Подобные гели можно использовать, например, для выравнивания профиля приемистости при повышении нефтеотдачи пласта (от англ. EOR - enhanced oil recovery), когда нет необходимости в последующем разжижении с целью существенно снизить вязкость. Однако в случае применения жидкостей гидроразрыва кислотность пласта при гидравлическом разрыве обычно невысока и разжижение поперечно сшитого геля улучшает извлечение жидкости.
Сущность изобретения
В настоящем изобретении раскрыты гелевые композиции, содержащие акриламидный полимер или сополимер с зарядом от приблизительно 5% до приблизительно 35%, в частности, от приблизительно 15% до приблизительно 20%, а также диальдегид. Гелевая композиция образуется путем смешивания акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, причем молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне примерно большем чем от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0.
В настоящем изобретении также раскрыты способы получения гелевой композиции, способы обработки скважины, включая введение гелевой композиции в ствол скважины, а также жидкости для обработки скважин, включая гелевую композицию.
Кроме того, раскрыты способы обработки скважины путем введения в ствол скважины композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер с зарядом от 15% до 20%; введение композиции, содержащей диальдегид, в ствол скважины, а также введение в ствол скважины модифицирующего рН агента в количестве, достаточном для достижения рН раствора внутри скважины в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11 и получения in situ гелевой композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом.
Также в настоящем изобретении раскрыты жидкости для обработки скважин, содержащие акриаламидный полимер или сополимер и диальдегид. Жидкость для обработки скважины можно получить (полностью или частично) до введения в ствол скважины или in situ, когда акриламидный полимер/сополимер и сшиватель добавляют в ствол скважины по отдельности. Жидкость для обработки скважины может содержать, на выбор, один или более дополнительных компонентов, например проппанты и регуляторы рН.
В настоящем изобретении можно легче разобраться благодаря нижеследующему подробному описанию различных отличительных признаков изобретения и включенным в него примерам.
Краткое описание графических материалов
Фигура 1 представляет собой график, показывающий результаты анализов на вязкость, проведенных с использованием иллюстративных гелей в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения и гуарового геля.
Фигура 2 представляет собой график, показывающий зависимость между зарядом и вязкостью анионных сополимеров при различных зарядах.
Подробное описание изобретения
В настоящем изобретении раскрыты поперечно сшитые гелевые композиции, содержащие акриламидный полимер или сополимер и диальдегид. Гелевые композиции используют для увеличения вязкости жидкостей гидроразрыва. В частности, гелевые композиции имеют заряд (выражаемый в молярных процентах) в конкретном диапазоне, что особенно полезно для загущения жидкостей для обработки скважин, облегчения доставки проппантов в трещины. Иллюстративные гелевые композиции в определенных условиях могут стать жиже, что может способствовать извлечению жидкости при гидравлическом разрыве. Иллюстративные гелевые композиции можно применять в качестве синтетической замены поперечно сшитым гуаровым композициям в операциях по гидроразрыву при сопоставимых рабочих характеристиках. Как и гуаровые гели, иллюстративные гелевые композиции обеспечивают высокую вязкость при относительно небольшом содержании активного полимера в композиции. Иллюстративные гелевые композиции можно легче получить и являются более высококачественными, чем гуаровые гели.
Гелевые композиции
В одном аспекте настоящего изобретения раскрывается гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом.
Используемый здесь термин «акриламидный полимер» обозначает гомополимер акриламида и охватывает акриламидные полимеры, химически модифицированные (т.е. гидролизованные) после полимеризации.
Используемый здесь термин «акриламидный сополимер» обозначает полимер, состоящий из акриламидного мономера и одного или более сомономеров. Сомономер может быть анионным, катионным или неионным. В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения сомономеры являются гидрофобными. Акриламидный сополимер может быть немодифицированным или химически модифицированным. Иллюстративные неограничивающие примеры сомономеров включают акриловую кислоту, винилацетат, виниловый спирт и/или другие ненасыщенные виниловые мономеры.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный сополимер включает в себя анионный сомономер. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения анионный мономер выбирают из группы, состоящей из (мет)акриловой кислоты, соли щелочного металла/соли щелочноземельного металла/аммониевой соли (мет)акриловой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, соли щелочного металла/соли щелочноземельного металла/аммониевой соли 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, малеиновой кислоты, соли щелочного металла/соли щелочноземельного металла/аммониевой соли малеиновой кислоты и тому подобного.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный сополимер включает в себя катионный сомономер. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения катионный мономер выбирают из группы, состоящей из (мет)акриламидоэтилтриметиламмоний хлорида, (мет)акриламидопропилтриметиламмоний хлорида и тому подобного.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный сополимер включает в себя неионный сомономер. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения неионный мономер выбирают из группы, состоящей из (мет)акриламида, малеинового ангидрида.
В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный сополимер включает в себя акриламидный мономер и анионный сомономер, но не включает в себя катионный сомономер.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер характеризуется зарядом от приблизительно 0% до приблизительно 40%, от приблизительно 5% до приблизительно 35%, от приблизительно 15% до приблизительно 30%, от приблизительно 15% до приблизительно 20% или от приблизительно 20% до приблизительно 30%. В одном варианте осуществления настоящего изобретения заряд находится в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 35% и придает особенно высокую вязкость, которая обеспечивает существенной суспендирующей способностью. В другом варианте осуществления настоящего изобретения заряд находится в диапазоне от приблизительно 15% до приблизительно 20% и придает особенно высокую вязкость, которая обеспечивает существенной суспендирующей способностью.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер характеризуется зарядом приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35% или приблизительно 40%.
Указанный здесь диапазон заряда гелевой композиции представляет собой функцию заряда полиакриламидного сополимера, содержащего заряженные мономеры или химически модифицированный полиакриламидный полимер или сополимер.
В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный сополимер содержит от приблизительно 30 мол. % до приблизительно 90 мол. %, от приблизительно 40 мол. % до приблизительно 80 мол. %, от приблизительно 50 мол. % до приблизительно 70 мол. % или приблизительно 60 мол. % акриламида.
В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения массовое соотношение акриламидного мономера к одному или более сомономеров составляет приблизительно от 10:90 до 90:10.
В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер характеризуется степенью гидролиза от приблизительно 5% до приблизительно 10%, от приблизительно 10% до приблизительно 15%, от приблизительно 15% до приблизительно 20%, от приблизительно 20% до приблизительно 25%, от приблизительно 25% до приблизительно 30% или больше приблизительно 30%. В более конкретном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер характеризуется степенью гидролиза приблизительно 15%, приблизительно 16%, приблизительно 17%, приблизительно 18%, приблизительно 19% или приблизительно 20%.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидные полимеры или сополимеры диспергируются в воде.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер обладает средним молекулярным весом больше или равно приблизительно 0,5 млн г/моль. В другом варианте осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер обладает средним молекулярным весом в пределах от приблизительно 0,5 млн г/моль до приблизительно 30 млн г/моль.
Жидкость, используемая для получения гелевой композиции, представляет собой любое подходящее жидкое средство на водной основе, которое не вступает в нежелательную реакцию с акриламидным полимером или сополимером, например свежая вода, соленая вода, соляной раствор или любое другое жидкое средство на водной основе.
Диальдегид, используемый для поперечного сшивания акриламидного полимера или сополимера, может представлять собой любой подходящий диальдегид. Иллюстративные неограничивающие примеры диальдегидов включают глиоксаль, малоновый диальдегид, янтарный альдегид, глютаральдегид, адипиновый альдегид, о-фталевый альдегид, м-фталевый альдегид, п-фталевый альдегид, а также их комбинации и смеси.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения диальдегид представляет собой глиоксаль.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный полимер, поперечно сшитый глиоксалем. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный полимер, поперечно сшитый глиоксалем, причем акриламидный полимер характеризуется зарядом в пределах от приблизительно 5% до приблизительно 40% и придает особенно высокую вязкость, которая обеспечивает существенной суспендирующей способностью. В одном варианте осуществления настоящего изобретения заряд находится в пределах от приблизительно 15% до приблизительно 20% и придает особенно высокую вязкость, которая обеспечивает существенной суспендирующей способностью. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения заряд составляет приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35% или приблизительно 40%.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный сополимер, поперечно сшитый глиоксалем. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный сополимер, поперечно сшитый глиоксалем, причем акриламидный сополимер характеризуется зарядом в пределах от приблизительно 5% до приблизительно 40% и придает особенно высокую вязкость, которая обеспечивает существенной суспендирующей способностью. В одном варианте осуществления настоящего изобретения заряд находится в пределах от приблизительно 15% до приблизительно 20% и придает особенно высокую вязкость, которая обеспечивает существенной суспендирующей способностью. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения заряд составляет приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35% или приблизительно 40%.
Содержание акриламидного полимера или сополимера в гелевой композиции может зависеть, например, от конкретного используемого полимера/сополимера, чистоты полимера/сополимера и требуемых свойств готовой композиции. В одном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит от приблизительно 0,05 мас. % до приблизительно 5 мас. % полимера или сополимера, от приблизительно 0,1 мас. % до приблизительно 1% или от приблизительно 0,2 мас. % до приблизительно 5 мас. % полимера или сополимера, в зависимости от общей массы композиции. В другом варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит приблизительно 5 мас. %, от приблизительно 0,1 мас. % до приблизительно 3 мас. %, от приблизительно 0,2% до приблизительно 2 мас. % или от приблизительно 0,3 мас. % до приблизительно 1 мас. % полимера или сополимера, в зависимости от общей массы композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит от приблизительно 0,1% до приблизительно 25% акриламидного полимера или сополимера от массы композиции. В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит от приблизительно 0,01% до приблизительно 25% акриламидного полимера или сополимера от массы композиции.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый глиоксалем, причем полимер или сополимер (i) содержится в количестве от приблизительно 0,05 мас. % до приблизительно 5 мас. % и (ii) характеризуется зарядом в пределах от приблизительно 5% до приблизительно 40%, в частности от приблизительно 15% до приблизительно 20%.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения соотношение диальдегида к мономеру в гелевой композиции составляет от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера превышает приблизительно 0,2, приблизительно 0,3, приблизительно 0,4, приблизительно 0,5, приблизительно 0,6, приблизительно 0,7, приблизительно 0,8, приблизительно 0,9, приблизительно 1,0, приблизительно 1,1, приблизительно 1,2, приблизительно 1,3, приблизительно 1,4, приблизительно 1,5, приблизительно 1,6, приблизительно 1,7, приблизительно 1,8, приблизительно 1,9, приблизительно 2,0. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах от примерно больше чем приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,5 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0.7 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,8 до приблизительно 2,0, от приблизительно 1,0 до приблизительно 2,0, от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0 или от приблизительно 1,0 до приблизительно 1,5. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера превышает приблизительно 1,0.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый глиоксалем, причем (i) полимер или сополимер содержится в количестве от приблизительно 0,05 мас. % до приблизительно 5 мас. % и характеризуется зарядом в пределах от приблизительно 5% до приблизительно 40%, в частности от приблизительно 15% до приблизительно 20%, и (ii) молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера составляет от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения вязкость гелевой композиции согласно вариантам осуществления настоящего изобретения превышает или равняется приблизительно 100 сП при приблизительно 100 с-1. Вязкость гелевой композиции можно регулировать, варьируя концентрации сшивающего агента и полимера. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения вязкость гелевой композиции больше приблизительно 150 или больше приблизительно 200, или больше приблизительно 250 сП, или больше приблизительно 400 сП при приблизительно 100 с-1.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый глиоксалем, причем (i) полимер или сополимер содержится в количестве от приблизительно 0,05 мас. % до приблизительно 5 мас. % и характеризуется зарядом в пределах от приблизительно 5% до приблизительно 40%, в частности от приблизительно 15% до приблизительно 20%, и (ii) молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера составляет от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0, и (iii) вязкость гелевой композиции превышает или равняется приблизительно 100 сП при приблизительно 100 с-1.
Композиции скважинных жидкостей
Во втором аспекте настоящего изобретения раскрыта композиция скважинной жидкости, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом.
Акриламидный полимер или сополимер может представлять собой любой подходящий акриламидный полимер или сополимер, как те, что описаны выше.
Необходимое или требуемое количество акриламидного полимера или сополимера и диальдегида можно определить, исходя из различных факторов, включая, например, предположения об условиях внутри скважины. Наличие геля в скважине можно определить не только при помощи реологических измерений, но и другими индикаторами.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения композиция скважинной жидкости может содержать от приблизительно 0,05 мас. % до приблизительно 5 мас. %, от приблизительно 0,1 мас. % до приблизительно 1 мас. % или от приблизительно 0,2 мас. % до приблизительно 5 мас. % акриламидного полимера или сополимера, в зависимости от общей массы композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения соотношение диальдегида к мономерам составляет от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера превышает приблизительно 0,2, приблизительно 0,3, приблизительно 0,4, приблизительно 0,5, приблизительно 0,6, приблизительно 0,7, приблизительно 0,8, приблизительно 0,9, приблизительно 1,0, приблизительно 1,1, приблизительно 1,2, приблизительно 1,3, приблизительно 1,4, приблизительно 1,5, приблизительно 1,6, приблизительно 1,7, приблизительно 1,8, приблизительно 1,9, приблизительно 2,0. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне примерно больше чем от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,5 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,8 до приблизительно 2,0, от приблизительно 1,0 до приблизительно 2,0, от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0 или от приблизительно 1,0 до приблизительно 1,5. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера превышает приблизительно 1,0.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения композиция скважинной жидкости содержит акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, и модифицирующий рН агент.
В определенном варианте осуществления настоящего изобретения композицию скважинной жидкости получают (полностью или частично) до введения в ствол скважины. В других вариантах осуществления настоящего изобретения композицию скважинной жидкости получают (полностью или частично) in situ (т.е. в стволе скважины). В тех случаях, когда композицию скважинной жидкости получают in situ, компоненты композиции скважинной жидкости можно вводить в ствол скважины одновременно или последовательно, в любом порядке.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения композицию скважинной жидкости получают in situ путем введения (i) композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер и модифицирующий рН агент, и (ii) композиции, содержащей диальдегид, причем введение (i) и (ii) происходит одновременно или последовательно, в любом порядке.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения композицию скважинной жидкости получают in situ путем введения (i) композиции, содержащей диальдегид и модифицирующий рН агент, и (ii) композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер, причем введение (i) и (ii) происходит одновременно или последовательно, в любом порядке.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения композицию скважинной жидкости получают in situ путем введения (i) композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер; (ii) композиции, содержащей диальдегид, которую можно смешать; и (iii) композиции, содержащей модифицирующий рН агент, причем введение (i)-(iii) происходит одновременно или последовательно, в любом порядке.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения модифицирующий рН агент представляет собой любой подходящий модифицирующий рН агент и может иметь форму водного раствора, например водного раствора, содержащего основание, кислоту, буфер рН или любую их комбинацию. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения модифицирующий рН агент представляет собой смесь карбоната калия и гидроксида калия или смесь бикарбоната натрия и карбоната натрия. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважины содержит гелевую композицию, раскрытую в настоящем изобретении.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважины содержит проппант по выбору, например натуральные или синтетические проппанты, включая помимо прочего стеклянную дробь, керамические гранулы, песок, гравий и боксит, а также их комбинации. Иллюстративные проппанты могут быть покрыты химическими веществами или содержать химические вещества; проппанты более одного вида могут применяться последовательно или в смесях из различных размеров или различных материалов. Проппант может иметь смоляное покрытие (отверждаемое) или предварительно отвержденное смоляное покрытие. Проппант может иметь любую подходящую форму, например проппанты из преимущественно сферических материалов, волокнистых материалов, полигональных материалов (таких как материалы кубической формы) и их комбинации. В одном варианте осуществления настоящего изобретения проппант представляет собой проппант с пониженной плотностью.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкости для обработки скважин, содержащие гелевые композиции, или композиции из диальдегида и акриламидного полимера или сополимера для получения гелевых композиций, можно использовать в любой жидкости для обработки скважины в тех случаях, когда требуется повышенная вязкость, включая помимо прочего операции по интенсификации и заканчиванию скважин. Например, жидкость для обработки скважин можно применять при гидравлическом разрыве пласта. В таком случае жидкость гидроразрыва, т.е. жидкость для обработки скважины, может представлять собой загущенную жидкость, вспененную гелевую жидкость, кислотные жидкости, составы для обработки скважин из воды и хлорида калия и тому подобное. Жидкость вводится под давлением, достаточным для того, чтобы в подземном пласте образовалась одна или более трещин. В зависимости от типа используемой для обработки скважины жидкости, к скважинной жидкости можно добавить различные присадки, чтобы изменить физические свойства жидкости или выполнить определенную полезную функцию. В одном варианте осуществления настоящего изобретения добавляют расклинивающий агент, например песок или другой твердый материал, который служит для того, чтобы трещины в пласте после операции гидроразрыва оставались открытыми. Также можно добавить понизители водоотдачи, чтобы частично закупорить более пористые зоны пласта с тем, чтобы растрескивание происходило в менее пористых слоях. Также в жидкость для обработки скважины можно добавить и другие нефтепромысловые добавки, включая пеногасители, ингибиторы отложений, поглотители H2S и/или O2, биоциды, понизители поверхностного натяжения, разжижители, буферы, поверхностно-активные вещества и деэмульгаторы, фторуглеродные сурфактанты, стабилизаторы глин, понизители водоотдачи, пенообразователи, понизители трения, термостабилизаторы, закупоривающие агенты, стабилизаторы сланцев и глин, ингибиторы парафиновых/асфальтеновых отложений, ингибиторы коррозии.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважин может содержать на выбор дополнительные добавки, включая помимо прочего кислоты, понизители водоотдачи, газ, ингибиторы коррозии, ингибиторы отложений, катализаторы, стабилизаторы глин, биоциды, понизители трения, комбинации перечисленного и тому подобное. Например, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения может потребоваться вспенить хранимую композицию с использованием такого газа, как воздух, азот или диоксид углерода.
Способ получения гелевой композиции
В третьем аспекте настоящего изобретения раскрыт способ получения гелевой композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения способ получения гелевой композиции состоит в смешивании или взаимодействии акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водной среде, причем молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше чем от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0 или от приблизительно 1 до приблизительно 1,5 при температуре и длительности, достаточными для получения гелевой композиции.
рН водной среды может варьироваться. В одном варианте осуществления настоящего изобретения рН водного раствора превышает приблизительно 7,5, приблизительно 8,0, приблизительно 8,5, приблизительно 9,0, приблизительно 10,0, приблизительно 10,2, приблизительно 10,5, приблизительно 10,7 или приблизительно 11. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения рН находится в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, от приблизительно 8,5 до приблизительно 11, от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, от приблизительно 10 до приблизительно 11 или от приблизительно 10,2 до приблизительно 10,7. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения рН превышает приблизительно 9,0. Модифицирующие рН агенты, которые можно применять для изменения рН геля или композиции, в которой образовался гель, представляют собой любые подходящие модифицирующие рН агенты, например, основные соединения, которые инертны по отношению к полимеру и диальдегиду, к примеру, такие неорганические соединения, как гидроксиды и соли щелочных и щелочноземельных металлов, включая помимо прочего щелочные карбонаты или фосфаты.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения акриламидный полимер или сополимер предлагается в форме тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения содержание акриламидного полимера или сополимера в растворе, дисперсии или эмульсии составляет от приблизительно 0,1 мас. % до приблизительно 1 мас. % акриламидного полимера или сополимера.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения диальдегид имеет форму диальдегида в водном растворе. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения диапазон рН каждого из компонентов, акриламидного полимера или сополимера и/или деальдегида, доводят до от приблизительно 7,5 до приблизительно 11 до того этапа, где компоненты смешивают или взаимодействуют. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения компонент, акриламидный полимер или сополимер, получают сдвигом, взбалтыванием или перемешиванием акриламидного полимера или сополимера в водной среде до появления тонкой дисперсии или эмульсии. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения рН тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера регулируют по желанию, например, регулируют до получения рН в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11,0. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения этап смешивания или взаимодействия акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе включает сдвиг, взбалтывание или перемешивание компонентов до получения полностью блендированной смеси или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения конечную рН смеси или гелевой композиции записывают и затем тестируют гель на вязкость в вискозиметре (например, в Grace Instrument М5600 НРНТ Rheometer).
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения водный раствор может иметь форму жидкого средства на водной основе, водной эмульсии, водной дисперсии или водной суспензии.
Период времени, достаточный для получения гелевой композиции, может различаться. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения образование гелевой композиции или поперечное сшивание акриламидного полимера или сополимера с деальдегидом занимает приблизительно меньше 1 ч, приблизительно меньше 40 мин, приблизительно меньше 30 мин или приблизительно меньше 20 мин, или приблизительно меньше 10 мин, или приблизительно меньше 5 мин.
Температура для процесса получения гелевой композиции может различаться. В одном варианте осуществления настоящего изобретения гелевую композицию получают при температуре, превышающей или равной приблизительно 20°С, приблизительно 30°С, приблизительно 40°С, приблизительно 50°С, приблизительно 60°С, приблизительно 70°С, приблизительно 80°С или приблизительно 90°С. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения получение гелевой композиции занимает от приблизительно 1 мин до приблизительно 24 ч, от приблизительно 5 мин до приблизительно 2 ч или от приблизительно 10 мин до приблизительно 1 ч.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения способ получения гелевой композиции включает смешивание или взаимодействие акриламидного полимера или сополимера, или тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера, с диальдегидом в водном растворе с рН в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, причем молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне примерно больше, чем от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0, при температуре и в течение периода времени, достаточными для получения гелевой композиции.
В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения способ получения гелевой композиции включает смешивание или взаимодействие акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе с рН в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11 при температуре и в течение периода времени, достаточными для получения гелевой композиции, причем гелевой композиции частично сшитой до добавления в ствол скважины и полностью сшитой in situ.
Способы обработки скважин
В другом аспекте настоящего изобретения раскрыт способ обработки скважины с применением гелевой композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способ обработки скважины включает в себя введение раскрытой в настоящем изобретении гелевой композиции в ствол скважины. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения по меньшей мере часть гелевой композиции получают заранее и затем вводят в ствол скважины. В другом варианте осуществления настоящего изобретения гелевая композиция образуется in situ.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способ обработки скважины включает в себя введение в ствол скважины композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер; введение в ствол скважины композиции, содержащей диальдегид, и введение в ствол скважины модифицирующего рН агента в количестве, достаточном (или достаточном согласно расчетам) для образования в стволе скважины раствора с рН в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, с целью получить in situ гелевую композицию, содержащую акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважин или гелевую композицию можно применять при различных подземных работах, включая помимо прочего буровые работы, гидравлический разрыв пласта и операции по заканчиванию скважины (например, гравийную набивку). В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважин или гелевую композицию можно применять при обработке части подземного пласта. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважин или гелевую композицию можно вводить в ствол скважины, проходящий через подземный пласт. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважин или гелевую композицию можно применять при гидравлическом разрыве пласта.
По желанию жидкости для обработки скважин и гелевые композиции настоящего изобретения можно применять при любых подземных работах. Данные подземные работы включают помимо прочего буровые работы, обработку пласта для интенсификации притока и операции по заканчиванию скважины. Рядовые специалисты в данной области из настоящего описания смогут понять, при каких подземных работах может потребоваться снижение трения.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважины, гелевую композицию или способы можно применять с использованием или вводить в свежую воду, соленую воду или соляные растворы.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки скважины, гелевую композицию или способы можно применять при температурном диапазоне от приблизительно 20°С до приблизительно 205°С, от приблизительно 50°С до приблизительно 200°С или от приблизительно 70°С до приблизительно 200°С.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способ гидравлического разрыва подземного пласта включает в себя: обеспечение жидкостью для обработки скважины или гелевой композицией согласно вариантам осуществления настоящего изобретения; и введение жидкости для обработки скважины или гелевой композиции в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить в подземном пласте трещину.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способ гидравлического разрыва подземного пласта включает в себя: обеспечение жидкостью для обработки скважины или гелевой композицией согласно вариантам осуществления настоящего изобретения; и закачивание жидкости для обработки скважины или гелевой композиции с тем, чтобы создать или увеличить в подземном пласте трещину и поместить жидкость для обработки скважины или гелевую композицию в трещину.
В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способ также включает в себя разжижение гелевой композиции в трещине. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения гелевая композиция становится жиже без добавления разжижающих агентов или разжижителей. В иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способ также включает в себя добавление разжижающих агентов или разжижителей. Иллюстративные неограничивающие примеры разжижителей включают персульфаты аммония, натрия и калия, перборат натрия, пероксид водорода, органические пероксиды, перкарбонаты, перфосфаты, органические кислоты, сложные перфосфатные эфиры, амиды, сульфат аммония, ферменты, соединения меди, этиленгликоль, эфиры гликоля и комбинации перечисленного.
Нижеследующие примеры представлены исключительно в иллюстративных целях и не являются ограничивающими.
ПРИМЕРЫ
Пример 1. Получение и анализ на вязкость иллюстративных полимерных гелей, поперечно сшитых глиоксалем
Иллюстративные гели получали в соответствии со следующим протоколом. Около 0,4 мас. % активного акриламидного полимера помешивали в воде при комнатной температуре в течение периода времени от приблизительно 10 мин до приблизительно 20 мин. Как только раствор был тщательно помешан, измеряли рН раствора и регулировали рН с помощью буферного раствора до диапазона от приблизительно 9,8 до приблизительно 10,3. В раствор добавляли 0,33 мас. %, 0,49 мас. % или 0,65 мас. % глиоксаля. Смесь перемешивали, пока глиоксаль с ней хорошо не смешался. Вязкость каждого из получившегося гелей измеряли вискозиметром Grace Instrument М5600 НРНТ Rheometer при 180°F (82°С).
Вискозиметр Grace Instrument М5600 НРНТ Rheometer представляет собой точный вискозиметр Куэтта с коаксиальным ротационным цилиндром, работающий при высоких давлении и температуре. Прибор является полностью автоматическим, и сбор всех данных осуществляется компьютером. Температура пробы поддерживается с помощью масляной бани, которая функционирует в температурном диапазоне от температуры окружающей среды до 500°F (260°С). Гель также опрессовывают с помощью газообразного азота с тем, чтобы предотвратить выкипание раствора. Через 20 мин подготовки к испытанию на сдвиг, гель подвергают сдвиговому усилию, амплитуда которого может быть заложена в программном обеспечении, предусмотренном для данного вискозиметра. По желанию данные, собранные компьютером, обрабатываются и представляются в графическом виде.
На Фиг. 1 представлены анализы на вязкость трех иллюстративных гелей и, для сравнения, гуарового геля.
Пример 2. Анализ зависимости вязкости от заряда иллюстративных полимерных гелей в сухой форме и в форме эмульсии, поперечно сшитых глиоксалем
Композиции получали путем добавления 200 мл 2%-ного KCl в гомогенизатор Уоринга. Добавляли 0,3% активного акриламидного полимера вместе с буфером рН и помешивали в течение нескольких минут. Добавляли 0,33% глиоксаля (для получения молярного соотношения глиоксаля к мономерам приблизительно 1,35) и смешивали в течение нескольких секунд. Анализ получившегося поперечно сшитого геля проводили на реометрической установке Anton Paar Physica Rheometer с коаксиальным цилиндром. Гель подвергали сдвиговым нагрузкам при постоянной скорости сдвига 100 с-1 и температуре 180°F (82°С). Показатели вязкости, указанные в таблице ниже, представляют собой усредненные данные, полученные за более чем 30 мин.
Анализ зависимости вязкости от заряда проводился на ряде полимеров: сухом полиакриламиде (DPAM), частично гидролизованном полиакриламиде (HYPAM) и полиакриламиде в форме эмульсии (ЕРАМ). Полимеры были разбиты на три группы с увеличивающимся ионным зарядом для каждой из групп.
Условия: 0,3% активного полимера, поперечно сшитого 0,33% глиоксаля, в 2%-ном растворе KCl.
Основываясь на показателях вязкости в условиях испытаний (скорость сдвига - 100 с-1 при 180°F (82°С)), можно сделать вывод, что заряд влияет на вязкость геля и его свойства. Оптимальный диапазон заряда составляет 15-20 мол. %. Подобное влияние заряда является неожиданным в силу того, что при уменьшении заряда можно было бы ожидать возрастающее улучшение свойств (вязкости) (что означало бы больше акриламидных звеньев, свободных для реакции поперечного сшивания глиоксалем). Наоборот, оптимальный диапазон заряда составляет 15-20 мол. %. Результаты анализа зависимости вязкости от заряда графически представлены на Фиг. 2.
Пример 3. Статический тест на осаждение проппанта в полиакриламиде и гуаровом геле
Для анализа времени осаждения проппантов в полиакриламидном геле проводили тест на осаждение проппанта в статических условиях. Для данного теста использовали градуированный цилиндр объемом 250 мл с загрузкой проппанта 4 фунта/галл (0,5 кг/л) при размерности проппанта 20/40 меш. Проппант смешивали блендером с поперечно сшитым полиакриламидом в течение 10-30 с до полного смешения. Нисходящую мобильность измеряли как функцию времени.
Результаты данного анализа показывают способность проппанта оставаться во взвешенном состоянии в полимерной жидкости.
Claims (21)
1. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, отличающаяся тем, что гелевую композицию получают посредством смешивания акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, а также тем, что акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а также тем, что молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.
2. Гелевая композиция по п. 1, отличающаяся тем, что заряд составляет от приблизительно 15 до приблизительно 20 мол.%.
3. Гелевая композиция по п. 1, отличающаяся тем, что диальдегид выбирают из группы, состоящей из глиоксаля, малонового диальдегида, янтарного альдегида, глютаральдегида, адипинового альдегида, о-фталевого альдегида, м-фталевого альдегида, п-фталевого альдегида и их смесей.
4. Гелевая композиция по п. 3, отличающаяся тем, что диальдегид представляет собой глиоксаль.
5. Гелевая композиция по п. 1, отличающаяся тем, что рН составляет от приблизительно 10 до приблизительно 11.
6. Жидкость для обработки скважин, содержащая гелевую композицию по п. 1.
7. Жидкость для обработки скважин по п. 6, отличающаяся тем, что также содержит проппант.
8. Жидкость для обработки скважин по п. 7, отличающаяся тем, что проппант представляет собой натуральный или синтетический проппант, выбранный из стеклянной дроби, керамических гранул, песка, гравия и боксита или их комбинаций.
9. Жидкость для обработки скважин по п. 7, отличающаяся тем, что проппант покрыт химическими веществами или содержит химические вещества.
10. Жидкость для обработки скважин по п. 7, отличающаяся тем, что проппант имеет смоляное покрытие (отверждаемое) или предварительно отвержденное смоляное покрытие.
11. Жидкость для обработки скважин по п. 6, отличающаяся тем, что также содержит одну или более нефтепромысловых добавок, выбранных из группы, состоящей из пеногасителей, ингибиторов отложений, поглотителей H2S и/или O2, биоцидов, сшивающих агентов, понизителей поверхностного натяжения, разжижителей, буферов, поверхностно-активных веществ и деэмульгаторов, фторуглеродных сурфактантов, стабилизаторов глин, понизителей водоотдачи, пенообразователей, понизителей трения, термостабилизаторов, закупоривающих агентов, стабилизаторов сланцев и глин, ингибиторов парафиновых/асфальтеновых отложений и ингибиторов коррозии.
12. Жидкость для обработки скважин по п. 6, отличающаяся также тем, что содержит одну или более добавок, включая, без ограничения, кислоты, присадки для регулирования водоотдачи, газ, ингибиторы коррозии, ингибиторы отложений, катализаторы, стабилизаторы глин, биоциды и понизители трения.
13. Способ получения гелевой композиции, включающий в себя смешивание или взаимодействие акриламидного полимера или сополимера с диальдегидным компонентом в водной среде с рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, причем молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне примерно больше чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0, при температуре и в течение периода времени, достаточными для получения гелевой композиции; где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что рН находится в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 11.
15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что диальдегид выбирают из группы, состоящей из глиоксаля, малонового диальдегида, янтарного альдегида, глютаральдегида, адипинового альдегида, о-фталевого альдегида, м-фталевого альдегида, п-фталевого альдегида и их смесей.
16. Способ по п. 13, отличающийся тем, что акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в диапазоне от приблизительно 15 до приблизительно 20 мол.%.
17. Способ обработки скважины, отличающийся тем, что гелевую композицию по п. 1 вводят в ствол скважины.
18. Способ обработки скважины, включающий в себя введение в ствол скважины композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер; введение в ствол скважины композиции, содержащей диальдегид, и введение в ствол скважины модифицирующего рН агента в количестве, достаточном для образования в стволе скважины раствора с рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, с целью получить in situ гелевую композицию, содержащую акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом; где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, и где молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что рН находится в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 11.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что диальдегид выбирают из группы, состоящей из глиоксаля, малонового диальдегида, янтарного альдегида, глютаральдегида, адипинового альдегида, о-фталевого альдегида, м-фталевого альдегида, п-фталевого альдегида и их смесей.
21. Способ по п. 18, отличающийся тем, что акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в диапазоне приблизительно от 15 до 20 мол.%.
Applications Claiming Priority (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361770620P | 2013-02-28 | 2013-02-28 | |
| US61/770,620 | 2013-02-28 | ||
| US201361874201P | 2013-09-05 | 2013-09-05 | |
| US201361874213P | 2013-09-05 | 2013-09-05 | |
| US61/874,213 | 2013-09-05 | ||
| US61/874,201 | 2013-09-05 | ||
| PCT/US2014/019599 WO2014134541A1 (en) | 2013-02-28 | 2014-02-28 | Gel compostions for hydraulic fracturing applications |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015138480A RU2015138480A (ru) | 2017-03-30 |
| RU2660810C2 true RU2660810C2 (ru) | 2018-07-10 |
Family
ID=54065614
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015138480A RU2660810C2 (ru) | 2013-02-28 | 2014-02-28 | Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10081754B2 (ru) |
| CA (1) | CA2902801C (ru) |
| RU (1) | RU2660810C2 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111911122B (zh) * | 2019-05-07 | 2022-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气加密井未波及区的压裂方法 |
| US11219931B2 (en) * | 2020-01-03 | 2022-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removal of gels formed from liquid friction-reducing fluids |
| CN113136185A (zh) * | 2020-01-20 | 2021-07-20 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4782900A (en) * | 1987-04-24 | 1988-11-08 | Pfizer Inc. | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| RU2224779C2 (ru) * | 1999-04-07 | 2004-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Состав водосодержащего бурового раствора |
| US20060116296A1 (en) * | 2004-11-29 | 2006-06-01 | Clearwater International, L.L.C. | Shale Inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| US20060142535A1 (en) * | 2004-12-21 | 2006-06-29 | Shane Cyr | Reactive cationic resins for use as dry and wet strength agents in sulfite ion-containing papermaking systems |
| US20080058229A1 (en) * | 2006-09-05 | 2008-03-06 | Cory Berkland | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
| RU2441051C2 (ru) * | 2007-03-22 | 2012-01-27 | Хексион Спешелти Кемикалс, Инк. | Легкосыпучие покрытые частицы, способ их получения и их применение |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3302717A (en) | 1961-12-26 | 1967-02-07 | Dow Chemical Co | Selective plugging of subterranean formations to inhibit intrusion of water |
| US3556932A (en) | 1965-07-12 | 1971-01-19 | American Cyanamid Co | Water-soluble,ionic,glyoxylated,vinylamide,wet-strength resin and paper made therewith |
| FR2376287A1 (fr) * | 1976-12-30 | 1978-07-28 | Elf Aquitaine | Prevention des venues d'eau dans les puits deja fores ou en cours de forage |
| US4217425A (en) | 1978-11-06 | 1980-08-12 | Nalco Chemical Company | Paper fiber additive containing polyacrylamide blended with glyoxal and polymeric diallyldimethyl ammonium chloride as a cationic regulator |
| US4605702A (en) | 1984-06-27 | 1986-08-12 | American Cyanamid Company | Temporary wet strength resin |
| US7784625B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-08-31 | Rubbermaid Incorporated | Storage article organizer |
| US7863395B2 (en) | 2006-12-20 | 2011-01-04 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Polyacrylamide-based strengthening agent |
| EP2000812A1 (en) | 2007-06-05 | 2008-12-10 | Nxp B.V. | Testable integrated circuit die and integrated circuit package |
| US20140158355A1 (en) * | 2012-06-12 | 2014-06-12 | Soane Energy, Llc | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing |
-
2014
- 2014-02-28 US US14/770,668 patent/US10081754B2/en active Active
- 2014-02-28 CA CA2902801A patent/CA2902801C/en active Active
- 2014-02-28 RU RU2015138480A patent/RU2660810C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4782900A (en) * | 1987-04-24 | 1988-11-08 | Pfizer Inc. | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| RU2224779C2 (ru) * | 1999-04-07 | 2004-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Состав водосодержащего бурового раствора |
| US20060116296A1 (en) * | 2004-11-29 | 2006-06-01 | Clearwater International, L.L.C. | Shale Inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| US20060142535A1 (en) * | 2004-12-21 | 2006-06-29 | Shane Cyr | Reactive cationic resins for use as dry and wet strength agents in sulfite ion-containing papermaking systems |
| US20080058229A1 (en) * | 2006-09-05 | 2008-03-06 | Cory Berkland | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
| RU2441051C2 (ru) * | 2007-03-22 | 2012-01-27 | Хексион Спешелти Кемикалс, Инк. | Легкосыпучие покрытые частицы, способ их получения и их применение |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПРОХОРОВ А.М. и др. Энциклопедия полимеров. Москва, ИСЭ, 1972, т. 1, с. 29-31. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20160009983A1 (en) | 2016-01-14 |
| CA2902801A1 (en) | 2014-09-04 |
| RU2015138480A (ru) | 2017-03-30 |
| CA2902801C (en) | 2022-08-30 |
| US10081754B2 (en) | 2018-09-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2821129C (en) | Improved fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations | |
| US20190093005A1 (en) | High Temperature Crosslinked Fracturing Fluids | |
| CA2897076C (en) | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide | |
| RU2701675C2 (ru) | Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения | |
| EA027700B1 (ru) | Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов | |
| WO2011123249A2 (en) | Method of subterranean formation treatment | |
| WO2014039168A1 (en) | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid | |
| US20130098618A1 (en) | Hydrophobically modified polymer for thermally stabilizing fracturing fluids | |
| AU2018202757A1 (en) | Gel compositions for hydraulic fracturing applications | |
| US10000692B2 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine | |
| RU2660810C2 (ru) | Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US9234124B2 (en) | Dimer acid grafted polymer for stabilizing particulate in a well | |
| WO2020102149A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US12054669B2 (en) | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof | |
| WO2019236961A1 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| Edy | Rheological characterization of borate crosslinked fluids using oscillatory measurements |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200229 |