RU2684534C2 - Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа - Google Patents
Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684534C2 RU2684534C2 RU2016129202A RU2016129202A RU2684534C2 RU 2684534 C2 RU2684534 C2 RU 2684534C2 RU 2016129202 A RU2016129202 A RU 2016129202A RU 2016129202 A RU2016129202 A RU 2016129202A RU 2684534 C2 RU2684534 C2 RU 2684534C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salts
- treatment fluid
- compounds
- well
- fluid
- Prior art date
Links
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 title abstract description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 134
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims abstract description 87
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 86
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 37
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical class [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical class OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 claims abstract description 13
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 150000005323 carbonate salts Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 58
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 16
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 claims description 5
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 claims description 5
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229960002089 ferrous chloride Drugs 0.000 claims description 3
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910021575 Iron(II) bromide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- CNCOEDDPFOAUMB-UHFFFAOYSA-N N-Methylolacrylamide Chemical compound OCNC(=O)C=C CNCOEDDPFOAUMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940046149 ferrous bromide Drugs 0.000 claims description 2
- GYCHYNMREWYSKH-UHFFFAOYSA-L iron(ii) bromide Chemical compound [Fe+2].[Br-].[Br-] GYCHYNMREWYSKH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- FZGIHSNZYGFUGM-UHFFFAOYSA-L iron(ii) fluoride Chemical compound [F-].[F-].[Fe+2] FZGIHSNZYGFUGM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N n-(2-methyl-4-oxopentan-2-yl)prop-2-enamide Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical class NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 84
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 42
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 30
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 17
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 11
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 9
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 9
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 7
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 7
- -1 ferrous compound Chemical class 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K iron(III) citrate Chemical group [Fe+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical class [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 229960002413 ferric citrate Drugs 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- OZFIGURLAJSLIR-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-2h-pyridine Chemical compound C=CN1CC=CC=C1 OZFIGURLAJSLIR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JWYVGKFDLWWQJX-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylazepan-2-one Chemical compound C=CN1CCCCCC1=O JWYVGKFDLWWQJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylimidazole Chemical compound C=CN1C=CN=C1 OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 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
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya 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
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 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
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates 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
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229940063013 borate ion Drugs 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N edtmp Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011640 ferrous citrate Substances 0.000 description 1
- 235000019850 ferrous citrate Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000358 iron sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H iron(3+) sulfate Chemical compound [Fe+3].[Fe+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229910000360 iron(III) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- SHXXPRJOPFJRHA-UHFFFAOYSA-K iron(iii) fluoride Chemical compound F[Fe](F)F SHXXPRJOPFJRHA-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000004001 molecular interaction Effects 0.000 description 1
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical class [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011182 sodium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000012749 thinning agent Substances 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- FEONEKOZSGPOFN-UHFFFAOYSA-K tribromoiron Chemical compound Br[Fe](Br)Br FEONEKOZSGPOFN-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- 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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа, и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и (iii) введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки, содержащей одно или более соединений-усилителей, выбранных из указанной выше группы. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, по меньшей мере, один ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений – усилителей в указанную жидкость, где жидкость содержит воду, по меньшей мере, один ААСП, количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности удаления используемого при обработке полимера после ее завершения. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к усилителям действия для разжижителей, содержащих соединения железа, и к способам их применения для гидроразрыва.
Предшествующий уровень техники
Жидкости имеют измеряемое свойство, известное как вязкость, термин, который можно в общих чертах определить как внутреннее трение или молекулярное взаимодействие конкретного материала, которое проявляется в сопротивлении потоку. Ее измеряют в жидкостях с помощью стандартных тестовых процедур, и, как правило, выражают в пуазах или сантипуазах (сП) при заданной температуре, хотя в нефтяной технологии иногда ее выражают в секундах, требуемых для прохождения заданного объема через заданное отверстие при определенной температуре. Вязкость жидкости является показателем ряда моделей поведения жидкости при заданной температуре, включая характеристики перекачивания насосом, скорость потока, увлажняющие свойства и тенденцию или способность суспендировать нерастворимый материал в виде частиц.
Есть целый ряд промышленных операций, где желательно использовать вязкие водные растворы. Например, вязкие водные растворы используют для гидроразрыва подземных пластов, через которые проходит ствол скважины, для увеличения добычи нефтяных флюидов, а именно сырой нефти и природного газа. Вязкие водные растворы также используют во вторичной добыче нефти из нефтеносных подземных пластов с помощью процессов под действием жидкости.
Обычной практикой является обработка подземных пластов для увеличения проницаемости или проводимости таких пластов с помощью способов, которые, как правило, называются способами гидроразрыва. Например, обычной практикой является гидравлический разрыв скважины для образования одной или более трещин или "разломов" в окружающем пласте путем механического разрыва пласта. Гидроразрыв можно осуществлять в скважинах, которые закончены в подземных пластах, практически для любых целей. Обычными кандидатами для гидроразрыва или для других процедур стимуляции являются добывающие скважины, законченные в нефте- и/или газосодержащих пластах. Однако скважины для поглощения сточных вод и нагнетательные скважины, используемые в операциях вторичной или третичной добычи, например, для закачки воды или газа, также можно подвергать гидроразрыву для облегчения закачки жидкостей в такие подземные пласты.
Гидроразрыв пласта достигается путем введения в скважину жидкости для обработки скважины и приложения достаточного давления на жидкость для обработки скважины, чтобы вызвать разрыв пласта с сопутствующим образованием одной или более трещин. Как правило, в трещины вводят гель, эмульсию или пену, которые содержат суспендированный в них проппант, такой как песок или другой материал в виде частиц. Проппант осаждается в трещинах и действует, удерживая трещины открытыми после сбрасывания давления, а жидкость для обработки скважины течет обратно к поверхности. Жидкость для обработки скважины должна иметь достаточно высокую вязкость для удержания проппанта в суспензии или по меньшей мере для уменьшения тенденции проппанта оседать, пока она течет по образованной трещине. Загустители, такие как полисахарид или полиакриламид, часто используют для гелеобразования жидкости для обработки скважины для обеспечения высокой вязкости, необходимой для удержания проппанта в виде суспензии.
После закачивания жидкости для обработки скважин с высокой вязкостью в пласт и осуществления гидроразрыва пласта желательно удалить жидкость из пласта для добычи углеводородов через новые трещины. Как правило, удаление высоковязкой жидкости для обработки скважины осуществляют путем "разжижения" геля, т.е. превращения жидкости для обработки скважины в жидкость с низкой вязкостью. Разжижение гелеобразной жидкости для обработки скважины обычно достигали путем добавления "разжижителя", то есть снижающего вязкость агента в жидкость для обработки скважины до ее закачивания в подземный пласт.
При применении на нефтяных месторождениях в жидкости для обработки скважины часто добавляют акриламидсодержащие полимеры для уменьшения трения или для модификации реологических свойств жидкости. Такие полимеры могут сохраняться в жидкости или в пласте в течение длительного периода времени. Остаток полимера может снижать до некоторой степени проницаемость породы, препятствовать извлечению воды, используемой в жидкости для обработки скважины, или препятствовать доступу азота, который может поддерживать рост бактерий в скважине. Для того, чтобы облегчить удаление этих полимеров после выполнения задачи, можно использовать обработку с применением разжижителей на основе окислителей, например персульфатных солей. Разжижители можно использовать таким образом, чтобы образовывались более мелкие полимерные фрагменты с более доброкачественным экологическим профилем.
Сущность изобретения
Объектом изобретения является способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. Также предложен способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий следующие стадии: (i) введение в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; и (ii) введение в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. Кроме того, предложен способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий следующие стадии: (i) введение в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; (ii) введение в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и (iii) введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей.
Также раскрыта жидкость для обработки скважины, содержащая воду, одно или более железосодержащих соединений, одно или более соединений-усилителей, а также по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.
Также предложены способы снижения вязкости жидкости для обработки скважины, причем каждый способ включает добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.
Краткое описание графических материалов
На фиг. 1 представлен график вязкости (сП) после разжижения с использованием иллюстративных железосодержащих соединений или коммерчески доступных разжижителей по-отдельности или в сочетании с иллюстративными соединениями-усилителями.
Подробное описание изобретения
В данном документе раскрыты жидкости для обработки скважины и способы их применения, в которых используют одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. Иллюстративные комбинации одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей могут быть использованы для уменьшения вязкости используемой жидкости для обработки скважины, например, в способах гидроразрыва подземных пластов. Иллюстративные комбинации могут быть использованы в водных жидкостях, включая жидкости для обработки скважины, для снижения молекулярной массы полимера на основе акриламида, содержащегося в этой жидкости. Иллюстративные комбинации и способы могут быть использованы преимущественно для облегчения расщепления полимеров на основе акриламида на более мелкие фрагменты. Эти способы могут быть легко включены в существующие системы обработки и могут обеспечить экономические и экологические выгоды.
Разжижители и композиции разжижителей
Используемый в данном описании термин "разжижитель" означает любое соединение или смесь соединений, которые снижают вязкость жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель представляет собой одно или более железосодержащих соединений, например, соединение двухвалентного железа, соль двухвалентного железа, соединение трехвалентного железа, соль трехвалентного железа и их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления соль двухвалентного железа представляет собой, например, соль двухвалентного железа, имеющую органический анион, соль двухвалентного железа, имеющую неорганические анионы, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель или соль двухвалентного железа представляет собой хлорид двухвалентного железа, бромид двухвалентного железа, фторид двухвалентного железа, сульфат двухвалентного железа, сульфат аммония и двухвалентного железа, и их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель в виде соли двухвалентного железа содержит сульфат двухвалентного железа.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения соль трехвалентного железа представляет собой, например, соль трехвалентного железа, имеющую органический анион, соль трехвалентного железа, имеющую неорганические анионы, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель или соль трехвалентного железа представляет собой цитрат трехвалентного железа, хлорид трехвалентного железа, бромид трехвалентного железа, фторид трехвалентного железа, сульфат трехвалентного железа, а также их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель в виде соли трехвалентного железа содержит цитрат трехвалентного железа.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель можно использовать или объединять с другими разжижителями, например, с сульфатом аммония, персульфатом аммония, ферментами, соединениями меди, этиленгликолем, гликолевыми эфирами и их комбинациями. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель включает цитрат двухвалентного железа в сочетании с персульфатом аммония. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель включает сульфат двухвалентного железа в сочетании с персульфатом аммония.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения акриламидсодержащего полимера или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель может быть использован для уменьшения вязкости акриламидсодержащего полимера или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения гелевой композиции или акриламидсодержащего полимера на олигомерные фрагменты.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения композиция разжижителя может состоять по существу из одного или более железосодержащих соединений или может содержать одно или более железосодержащих соединений, растворителей, разбавителей, других разжижителей и/или других подходящих добавок.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения композиция разжижителя может содержать или ее можно использовать в сочетании с одним или более соединений или агентов, которые могут усиливать или повышать эффективность композиции разжижителя, например, с соединениями-усилителями. Иллюстративные соединения-усилители могут быть использованы для повышения скорости разрушения по сравнению со скоростью разрушения соединения или композиции разжижителя в отсутствие соединений-усилителей. Например, соединения-усилители включают в себя, но не ограничиваются этим, мочевину, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТА), соли ЭДТА, например натриевые соли ЭДТА, или другие хелатирующие агенты, такие как лимонная кислота, аминотрикарбоновая кислота и ее соли, полифосфонатные и полифосфатные соединения, борная кислота и ее соли, карбонатные соли щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусная кислота (ДТПА), гуминовые кислоты и лигносульфаты. Полифосфонаты включают, например, этилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту); 1-гидроксиэтилиден-1, 1-дифосфоновую кислоту и аминотри(метиленфосфоновую кислоту) и их соли. Примеры полифосфатов включают аддукты, полученные путем реакции многоатомных растворителей, таких как глицерин и этиленгликоль, с P2O5 с образованием смесей полифосфатов. В конкретном варианте осуществления соединение-усилитель представляет собой мочевину, ЭДТА или соль ЭДТА. В другом конкретном варианте осуществления соединение-усилитель представляет собой натриевую соль ЭДТА.
Акриламидсодержащие полимеры
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения акриламидсодержащей полимерной или гелевой композиции, например, для разложения акриламидсодержащего полимера на олигомерные фрагменты.
Используемые в данном описании термины "полимер", "полимеры", "полимерные" и аналогичные термины используются в их обычном смысле, как понятно специалисту в данной области техники, и, таким образом, могут быть использованы здесь для обозначения или описания большой молекулы (или группы таких молекул), которая содержит повторяющиеся звенья. Полимеры могут быть получены различными способами, включая полимеризацию мономеров и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев в полимере-предшественнике. Полимер может быть "гомополимером", содержащим по существу одинаковые повторяющиеся звенья, полученным, например, полимеризацией конкретного мономера. Полимер может быть также "сополимером", состоящим из двух или более различных повторяющихся звеньев, полученным, например, сополимеризацией двух или более различных мономеров, и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев полимера-предшественника. Термин "терполимер" может быть использован для обозначения полимеров, содержащих три или более различных повторяющихся звеньев. Полимер может также быть линейным, разветвленным или сшитым.
Используемый в данном описании термин "акриламидсодержащий полимер" включает в себя гомополимеры, сополимеры и терполимеры акриламида; полиакриламид; производные полиакриламида; частично гидролизованный полиакриламид; производные частично гидролизованного полиакриламида; гомополимеры, сополимеры и терполимеры метакриламида; полимеры диацетонакриламида; полимеры N-метилолакриламида; полимеры акриламида, уменьшающие трение; и их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер может содержать любые подходящие мономеры, например, винилацетат, N-винилформамид, N-винилацетамид, N-винилкапролактам, N-винилимидазол, N-винилпиридин, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (AMPS), N- винилпирролидон, хлорид акриламидопропилтримония или их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер представляет собой сополимер. В иллюстративных вариантах осуществления сополимер содержит от приблизительно 1 до приблизительно 99, от приблизительно 5 до приблизительно 95, от приблизительно 10 до приблизительно 90, от приблизительно 20 до приблизительно 80, от приблизительно 30 до приблизительно 70, от приблизительно 40 до приблизительно 60 массовых процентов акриламида, метакриламида или производных акриламида.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер представляет собой «понизитель трения» или «полимер, уменьшающий трение». Используемый в данном описании термин «понизитель трения» или «полимер, уменьшающий трение» означает соединение или композицию соединений, которая уменьшает трение между жидкостью для обработки скважины и трубой, и/или позволяет насосам перекачивать на более высокой скорости без повышения давления на поверхности. В иллюстративных вариантах осуществления понизитель трения содержит акриламидсодержащий полимер, например, полиакриламид, производные полиакриламида, а также их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения понизитель трения дополнительно содержит другие подходящие полимеры, выбранные из группы, состоящей из полиакриловых кислот, солей полиакриловых кислот, акрилатных сополимеров, содержащих акриламид, акрилонитрил, и их комбинаций. Другие подходящие полимеры будут очевидны специалистам в данной области техники и должны рассматриваться в пределах объема настоящего изобретения.
В иллюстративных вариантах осуществления акриламидсодержащий полимер является загустителем. Используемый в данном описании термин "загуститель" относится к соединению или композиции соединений, которая повышает вязкость жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения загуститель содержит загущающий полимер, такой как гидратируемый полимер, такой как, например, один или более полимеров, способных к образованию линейных или сшитых гелей.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер находится в виде полимерной композиции или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер может быть сшитым или может находиться в присутствии сшивающих агентов в полимерной композиции или в гелевой композиции.
Жидкости для обработки скважин
Используемые в настоящем описании термины "жидкость для обработки скважины", "жидкость под давлением» или «жидкость гидроразрыва» относятся к жидкой композиции, которая полезна в нефтепромысловых применениях, включая, например, гидроразрыв низкого объема, гидроразрыв большого объема, гидроразрыв со «скользкой водой» («slickwater») (жидкость гидроразрыва с пониженным трением) и стимуляцию скважины; для нефтяных, газовых или геотермальных скважин, а также для связанной с ними очистки. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины также может представлять собой водную жидкость, гель, пену или жидкость на основе «скользкой воды». В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины также имеет достаточную вязкость для облегчения гидроразрыва пласта.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины включает в себя одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более соединений-усилителей выбирают из группы, состоящей из мочевины; ЭДТА; солей EDTA; лимонной кислоты; аминотрикарбоновой кислоты и ее солей; полифосфонатных и полифосфатных соединений; борной кислоты и ее солей; карбонатов щелочных металлов, диэтилентриаминопентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины дополнительно содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины используют при гидроразрыве перед, с или после других жидкостей для обработки скважины. Другие жидкости для обработки скважин включают, например, жидкость для обработки скважины, которая содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины может дополнительно включать другие загустители, другие понизители трения, проплаты, кислоты, хлорид натрия, эмульгаторы, карбонаты натрия и калия, биоциды, соединения против образования отложений, антикоррозионные соединения или другие подходящие добавки.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины содержит воду, где вода выбрана из пресной воды, соленой воды, пены на водной основе, водно-спиртовых смесей, а также их комбинаций.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер используют в количестве от приблизительно 0,001% до приблизительно 5%, от 0,001% до приблизительно 1%, от 0,001% до приблизительно 0,5%, от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,4% или от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,2% от объема жидкости для обработки скважины.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения количество одного или более железосодержащих соединений в жидкости для обработки скважины составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,2, от 0,001% до приблизительно 0,1%, от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% или от приблизительно 0,075% до приблизительно 0,02% от объема жидкости для обработки скважины.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения количество одного или более соединений-усилителей в жидкости для обработки скважины составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,2%, от 0,001% до приблизительно 0,1% или от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины.
В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей присутствуют в жидкости для обработки скважины в по существу эквивалентных молярных количествах.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер находится в форме сухого порошка или находится (суспендирован) в жидкости, такой как нефтяной дистиллят или минеральное масло. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидсодержащий полимер может быть добавлен на стадии без использования разжижителя или на стадии с использованием разжижителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда его используют на стадии с разжижителем, разжижитель демонстрирует некоторое сродство к понизителю трения. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидсодержащий полимер может быть добавлен на стадии без использования загустителя или на стадии с использованием загустителя.
В дополнение к понизителям трения, загустителям, разжижителям и проппантам в жидкость для обработки скважины можно добавлять несколько других добавок, используемых в нефтяной промышленности и известных в данной области. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины может дополнительно содержать кислоты, соляную кислоту, уксусную кислоту, хлорид натрия, этиленгликоль, соединения против образования отложений, карбонат натрия, карбонат калия, биоциды, сшивающие агенты, ингибиторы коррозии, лимонную кислоту, неэмульгаторы, эмульгаторы, агенты контроля железа, замедляющие добавки, агенты, суспендирующие осадки, добавки от обратного выноса, изопропанол, метанол и их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей, представляющих собой акриламидсодержащий полимер. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей, представляющих собой гидратируемый полимер, например галактоманнановые камеди, гуары, дериватизированные гуары, целлюлозу и производные целлюлозы, крахмал, производные крахмала, ксантан, дериватизированный ксантан и их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гуаровой камеди, производного гуаровой камеди, смолы рожкового дерева, велановой камеди, камеди карайи, ксантановой камеди, склероглюкана, диутана, целлюлозы, производных целлюлозы и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гидроксипропилгуара (HPG), карбоксиметилгидроксипропилгуара (CMHPG), гидроксиэтилцеллюлозы (НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (СМНЕС), карбоксиметилцеллюлозы (CMC), диалкилкарбоксиметилцеллюлозы и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель выбран из группы, состоящей из фосфоманнанов, склероглюканов, декстранов и их комбинаций.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины содержит сшивающий агент. В иллюстративных вариантах осуществления может быть использован любой сшивающий агент, пригодный для сшивания гидратируемого полимера. В иллюстративных вариантах осуществления подходящими сшивающими агентами могут быть любые обычно используемые сшивающие агенты, которые известны специалистам в данной области техники. В иллюстративных вариантах осуществления подходящие сшивающие агенты включают боратные сшивающие агенты. В иллюстративных вариантах осуществления подходящие сшивающие агенты включают ионы металлов, такие как соединения, содержащие алюминий, сурьму, цирконий и титан, включая органотитанаты.
В иллюстративных вариантах осуществления загуститель представляет собой гуар или производные гуара. В иллюстративных вариантах осуществления подходящие сшивающие агенты для полимеров на основе гуара включают материалы, являющиеся донорами боратного иона. В иллюстративных вариантах осуществления сшивающие агенты на основе бората включают, но не ограничиваются ими, органобораты, монобораты, полибораты, минеральные бораты и их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления загуститель может быть в виде сухого порошка, находящегося (суспендированного) в жидкости или растворенного в жидкости. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения загуститель можно добавлять на стадии без использования разжижителя или на стадии с использованием разжижителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда его используют на стадии с разжижителем, разжижитель демонстрирует некоторое сродство к загустителю. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель может быть добавлен на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения. Способы
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающие стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, разжижитель, содержащий одно или более железосодержащих соединений, и одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины является жидкостью для гидроразрыва пласта.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающие стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины перед второй жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины, по существу, одновременно со второй жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины после второй жидкости для обработки скважины.
В иллюстративных вариантах осуществления предложены способы гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающие стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и (iii) введения в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины перед второй или третьей жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины, по существу, одновременно со второй и третьей жидкостями для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины после второй и третьей жидкостей для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления вторую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины, по существу, одновременно с третьей жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины, содержащую по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, вводят в ствол скважины перед введением в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления вторую жидкость для обработки скважины, содержащую одно или более железосодержащих соединений, вводят в ствол скважины перед введением в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения введение композиции или жидкости для обработки скважины, как описано в настоящем документе, осуществляют сразу после введения другой композиции или жидкости для обработки скважины, например, без задержки. В иллюстративных вариантах осуществления введение композиции или жидкости для обработки скважины, как описано в настоящем документе, осуществляют после введения другой композиции или жидкости для обработки скважины через приблизительно 5 минут, приблизительно 4 минуты, приблизительно 3 минуты, приблизительно 2 минуты или через приблизительно 1 минуту.
В иллюстративных вариантах осуществления первая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления вторая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления третья жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.
В иллюстративных вариантах осуществления по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер вводят в ствол скважины перед введением одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающие добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы усиления биоразложения жидкости для обработки скважины, включающие добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижает вязкость жидкости для обработки скважины в течение определенного периода времени. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижает молекулярную массу по меньшей мере одного акриламидсодержащего полимера. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей генерирует фрагменты по меньшей мере одного акриламидсодержащего полимера, например, биоразлагаемые или олигомерные фрагменты. В иллюстративных вариантах осуществления добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей приводит к уменьшению вязкости жидкости для обработки скважины.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений могут быть в виде сухого порошка, могут находиться (могут быть суспендированы) в жидкости или могут быть растворены в жидкости. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более соединений-усилителей могут быть в виде сухого порошка, могут находиться (могут быть суспендированы) в жидкости или могут быть растворены в жидкости.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения способ дополнительно включает введение одного или более дополнительных разжижителей, например, сульфата аммония, персульфата аммония, ферментов, соединений меди, этиленгликоля, гликолевых эфиров и их комбинаций.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений можно добавлять на стадии без использования загустителя или на стадии с использованием загустителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда используют на стадии вместе с загустителем, одно или более железосодержащих соединений проявляет некоторое сродство к загустителю. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений можно добавлять на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения. В иллюстративных вариантах осуществления, когда используют на стадии вместе с понизителем трения, одно или более железосодержащих соединений проявляет некоторое сродство к понизителю трения.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более соединений-усилителей можно добавлять на стадии без использования загустителя или на стадии с использованием загустителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда их используют на стадии с загустителем, одно или более соединений-усилителей проявляет некоторое сродство к загустителю. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более соединений-усилителей можно добавлять на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более соединений-усилителей можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения. В иллюстративных вариантах осуществления, когда их используют на стадии с понизителем трения, одно или более соединений-усилителей проявляет некоторое сродство к понизителю трения.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей генерируют олигомерные фрагменты акриламидсодержащего полимера. В иллюстративных вариантах осуществления олигомерные фрагменты акриламидсодержащего полимера, генерируемые одним или более железосодержащих соединений и одним или более соединений-усилителей, являются биоразлагаемыми. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей генерируют олигомерные фрагменты акриламидсодержащего полимера, имеющие молекулярную массу менее чем приблизительно 400000, 300000 или 200000 г/моль.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения вязкость жидкости для обработки скважины с одним или более железосодержащих соединений и одним или более соединений-усилителей меньше, чем вязкость жидкости для обработки скважины без одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей.
В иллюстративных вариантах осуществлении изобретения снижение вязкости жидкости для обработки скважины позволяет упростить извлечение жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления вязкость жидкости для обработки скважины с одним или более железосодержащих соединений и одним или более соединений-усилителей меньше, чем вязкость жидкости для обработки скважины с одним или более железосодержащих соединений, но без одного или более соединений-усилителей.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижают вязкость жидкости для обработки скважины быстрее, чем обычные разжижители. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижают вязкость жидкости для обработки скважины быстрее, чем персульфат аммония. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей, действуя на жидкость для обработки скважины, повышают проводимость трещины внутри пласта.
В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижают вязкость жидкости для обработки скважины до менее чем приблизительно 10 сП при скорости сдвига 10 с-1, приблизительно 5 сП при скорости сдвига 10 с-1, приблизительно 2 сП при скорости сдвига 10 с-1, приблизительно 20 сП при скорости сдвига 100 с-1, приблизительно 10 сП при скорости сдвига 10 с-1 или приблизительно 3 сП при скорости сдвига 10 с-1.
Для специалистов в данной области техники будут очевидны соответствующие корректировки в соотношениях компонентов, которые будут влиять на условия, в которых вязкость жидкости для обработки скважины уменьшается или в которых акриламидсодержащий полимер разрушается.
В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей инициируют разрушение при температуре окружающей среды. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей инициируют разрушение при нагревании.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения обращаться с жидкостью для обработки скважины или ее обрабатывать можно каким-либо образом, как это необходимо или желательно. В иллюстративных вариантах осуществления с жидкостью для обработки скважины следует обращаться в соответствии с государственными нормативами. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины можно утилизировать, обрабатывать для восстановления окружающей среды или перерабатывать. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей можно использовать при утилизации, восстановлении окружающей среды или переработке жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления переработанную жидкость для обработки скважины можно использовать в любом месте, где используется жидкость для обработки скважин.
ПРИМЕРЫ
Пример 1. Влияние комбинации иллюстративных соединений-усилителей и железосодержащих соединений, и коммерчески доступных разжижителей на вязкость растворов полиакриламида
В этом примере исследовали снижение вязкости жидкости для обработки скважины путем обработки иллюстративными железосодержащими соединениями-разжижителями (сульфат железа, коммерчески доступный от фирмы Fisher Scientific) или коммерчески доступными (сравнительными) разжижителями (персульфат аммония (APS), коммерчески доступный от Fisher Scientific) в присутствии или в отсутствие иллюстративных соединений-усилителей (мочевина, ЭДТА, тетранатриевая соль ЭДТА, все коммерчески доступны от фирмы Fisher Scientific).
Готовили несколько образцов полимера с использованием раствора 0,4 масс. % частично гидролизованного полиакриламида (на основании активного вещества, доступный от Kemira Oyj). Образцы готовили путем смешивания разжижителя и соединений-усилителей (как указано) (либо в виде 1%-ного раствора в воде, либо в виде порошка) с раствором частично гидролизованного полиакриламида. К образцам добавляли железосодержащие разжижители или сравнительные разжижители для получения концентрации разжижителя 0,01 масс. % в композиции образца. При включении в композиции, соединения-усилители добавляли для получения концентрации соединения-усилителя 0,01 масс. % в композиции образца. Готовили один контрольный образец (обозначенный как "линейный полимер"), который был получен без разжижителя или соединений-усилителей.
Каждый образец нагревали при 150°F (~65,6°С) в течение приблизительно 1 часа. Затем образцы охлаждали до комнатной температуры перед проведением анализа. Вязкость каждого образца определяли при 12 оборотах в минуту при 72°F (~22,2°С) в вискозиметре Брукфилда. Полученная вязкость образцов графически проиллюстрирована на фиг. 1.
В предшествующем описании были описаны различные иллюстративные варианты осуществления изобретения. Однако очевидно, что в нем могут быть сделаны различные модификации и изменения, а также могут быть реализованы дополнительные варианты осуществления изобретения без отхода от более широкого объема иллюстративных вариантов осуществления, как указано в формуле изобретения, которая следует ниже. Описание и графические материалы, соответственно, следует рассматривать в иллюстративном, а не ограничительном смысле.
Claims (23)
1. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей;
где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и
где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
2. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей;
где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и
где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
3. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа; и (iii) введения в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей;
где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и
где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
4. Способ по п. 2 или 3, где первая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.
5. Способ по п. 2 или 3, где вторая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.
6. Способ по п. 3, где третья жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.
7. Способ по п. 1, 2 или 3, где одна или более соль двухвалентного железа выбрана из группы, состоящей из хлорида двухвалентного железа, бромида двухвалентного железа, фторида двухвалентного железа, сульфата двухвалентного железа, сульфата аммония и двухвалентного железа, и их комбинаций.
8. Способ по п. 1, 2 или 3, где одна или более соль двухвалентного железа содержит хлорид двухвалентного железа.
9. Способ по п. 1, 2 или 3, где одна или более соль двухвалентного железа содержит сульфат двухвалентного железа.
10. Способ по п. 1, 2 или 3, где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА и солей ЭДТА.
11. Способ по п. 1, 2 или 3, где по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер выбран из группы, состоящей из: гомополимеров, сополимеров и терполимеров акриламида; полиакриламида; производных полиакриламида; гомополимеров, сополимеров и терполимеров метакриламида; полимеров диацетонакриламида; полимеров N-метилолакриламида; и их комбинаций.
12. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, одну или более соль двухвалентного железа, одно или более соединений-усилителей и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер;
где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и
где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
13. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер;
где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и
где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361922507P | 2013-12-31 | 2013-12-31 | |
| US61/922,507 | 2013-12-31 | ||
| PCT/US2014/072666 WO2015103201A1 (en) | 2013-12-31 | 2014-12-30 | Boosters for breakers containing iron compounds |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016129202A RU2016129202A (ru) | 2018-02-05 |
| RU2016129202A3 RU2016129202A3 (ru) | 2018-07-26 |
| RU2684534C2 true RU2684534C2 (ru) | 2019-04-09 |
Family
ID=53493967
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016129202A RU2684534C2 (ru) | 2013-12-31 | 2014-12-30 | Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10689565B2 (ru) |
| CN (1) | CN105849225B (ru) |
| AR (1) | AR099021A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014373884B2 (ru) |
| CA (1) | CA2934281C (ru) |
| RU (1) | RU2684534C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015103201A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015103203A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Kemira Oyj | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use |
| US10035947B2 (en) * | 2015-03-13 | 2018-07-31 | Los Acquisition Co. I Llc | Method for chemically controlling delay time for breaking polymers |
| CN105062449A (zh) * | 2015-08-10 | 2015-11-18 | 李佳芯 | 一种复合离子氟化烷基硫酸钠聚合物降解剂及制备方法和应用 |
| EP3447106A1 (en) | 2017-08-25 | 2019-02-27 | Basf Se | Process for enhanced oil recovery |
| US10773977B2 (en) * | 2018-06-01 | 2020-09-15 | Kemira Oyj | Method and treatment system for treating mineral or oil sands tailings |
| CN109441421B (zh) * | 2018-11-16 | 2021-05-14 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种强化水力冲击压裂致裂效果的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4155405A (en) * | 1976-12-30 | 1979-05-22 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Prevention of inflow of water into wells or shafts which have already been drilled or are being drilled |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5358043A (en) * | 1993-03-22 | 1994-10-25 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
| US20050061502A1 (en) * | 2003-05-29 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US20060152535A1 (en) * | 2005-01-10 | 2006-07-13 | Chung-Hsun Huang | Overdrive gray level data modifier and method of looking up thereof |
| US20110214860A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-08 | Narongsak Tonmukayakul | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods |
| US20120058922A1 (en) * | 2009-05-18 | 2012-03-08 | S.P.C.M. Sa | Novel formulations of water-soluble polymers and stabilizing additives for injecting a single compound useable in injection fluids for chemical enhanced oil recovery |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3370650A (en) | 1965-08-10 | 1968-02-27 | Union Oil Co | Hydraulic fracturing of subterranean formations |
| CN1069912C (zh) * | 1995-11-17 | 2001-08-22 | 宫立武 | 油井压裂液低温破胶剂 |
| US6544934B2 (en) * | 2001-02-23 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US7036590B2 (en) * | 2004-02-13 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Two stage subterranean zone fracturing fluids and methods |
| US7197985B2 (en) * | 2004-02-17 | 2007-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | High-pressure explosive retention device |
| US7833949B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
| RU2419647C1 (ru) * | 2009-10-28 | 2011-05-27 | Закрытое акционерное общество "Гранула" | Облегчающая добавка для цементных смесей и способ ее получения |
| CN102061159B (zh) * | 2010-12-20 | 2013-03-06 | 中钢集团洛阳耐火材料研究院有限公司 | 一种高密度高强度油气井压裂支撑剂及其制备方法 |
| CN102757776B (zh) * | 2011-04-27 | 2014-04-09 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 油井压裂低温破胶促进剂 |
-
2014
- 2014-12-30 RU RU2016129202A patent/RU2684534C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-12-30 CN CN201480071905.6A patent/CN105849225B/zh active Active
- 2014-12-30 CA CA2934281A patent/CA2934281C/en active Active
- 2014-12-30 US US15/102,629 patent/US10689565B2/en active Active
- 2014-12-30 WO PCT/US2014/072666 patent/WO2015103201A1/en active Application Filing
- 2014-12-30 AU AU2014373884A patent/AU2014373884B2/en not_active Ceased
-
2015
- 2015-01-05 AR ARP150100003A patent/AR099021A1/es active IP Right Grant
-
2020
- 2020-06-23 US US16/909,505 patent/US11279866B2/en active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4155405A (en) * | 1976-12-30 | 1979-05-22 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Prevention of inflow of water into wells or shafts which have already been drilled or are being drilled |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5358043A (en) * | 1993-03-22 | 1994-10-25 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
| US20050061502A1 (en) * | 2003-05-29 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US20060152535A1 (en) * | 2005-01-10 | 2006-07-13 | Chung-Hsun Huang | Overdrive gray level data modifier and method of looking up thereof |
| US20120058922A1 (en) * | 2009-05-18 | 2012-03-08 | S.P.C.M. Sa | Novel formulations of water-soluble polymers and stabilizing additives for injecting a single compound useable in injection fluids for chemical enhanced oil recovery |
| US20110214860A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-08 | Narongsak Tonmukayakul | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2934281A1 (en) | 2015-07-09 |
| CN105849225A (zh) | 2016-08-10 |
| US11279866B2 (en) | 2022-03-22 |
| US20160312109A1 (en) | 2016-10-27 |
| AR099021A1 (es) | 2016-06-22 |
| CA2934281C (en) | 2022-04-05 |
| AU2014373884B2 (en) | 2018-11-29 |
| US20200397093A1 (en) | 2020-12-24 |
| AU2014373884A1 (en) | 2016-06-30 |
| WO2015103201A1 (en) | 2015-07-09 |
| US10689565B2 (en) | 2020-06-23 |
| RU2016129202A3 (ru) | 2018-07-26 |
| RU2016129202A (ru) | 2018-02-05 |
| CN105849225B (zh) | 2021-10-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11279866B2 (en) | Boosters for breakers containing iron compounds | |
| CN105358651B (zh) | 含铁破胶剂化合物及它们的使用方法 | |
| CA2964875C (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
| US20220251440A1 (en) | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use | |
| US20140202701A1 (en) | Iron Control Agents and Related Methods | |
| US10093847B2 (en) | Dual breaker system for reducing formation damage during fracturing | |
| US11649709B2 (en) | Polymer blends for stimulation of oil and gas wells | |
| US11866644B1 (en) | Fracturing fluid based on oilfield produced fluid | |
| 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: 20191231 |