RU2691906C2 - Синергетический эффект вспомогательных поверхностно-активных веществ в отношении реологических характеристик жидкостей для бурения, заканчивания скважины/вскрытия пласта и гидроразрыва пласта - Google Patents
Синергетический эффект вспомогательных поверхностно-активных веществ в отношении реологических характеристик жидкостей для бурения, заканчивания скважины/вскрытия пласта и гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691906C2 RU2691906C2 RU2015142821A RU2015142821A RU2691906C2 RU 2691906 C2 RU2691906 C2 RU 2691906C2 RU 2015142821 A RU2015142821 A RU 2015142821A RU 2015142821 A RU2015142821 A RU 2015142821A RU 2691906 C2 RU2691906 C2 RU 2691906C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- viscoelastic
- surfactant
- fluid
- group
- carbon atoms
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 94
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 12
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 29
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 28
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims abstract description 10
- -1 Ris selected from H Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract 5
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 103
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000003925 fat Substances 0.000 claims description 7
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 6
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 5
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 claims description 4
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 4
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- SYWDPPFYAMFYQQ-KTKRTIGZSA-N (z)-docos-13-en-1-amine Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCCN SYWDPPFYAMFYQQ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 2
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 2
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 4
- 150000007824 aliphatic compounds Chemical class 0.000 claims 4
- 125000004417 unsaturated alkyl group Chemical group 0.000 claims 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 claims 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 44
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 44
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- QENMPTUFXWVPQZ-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxyethylazaniumyl)formate Chemical compound OCCNC(O)=O QENMPTUFXWVPQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AMRBZKOCOOPYNY-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[(z)-octadec-9-enyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O AMRBZKOCOOPYNY-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 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
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940071161 dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 1
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- QEMXHQIAXOOASZ-UHFFFAOYSA-N tetramethylammonium Chemical compound C[N+](C)(C)C QEMXHQIAXOOASZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 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
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic 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
- 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
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
Abstract
Группа изобретений относится к жидкостям на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ и к способам их применения на нефтяных месторождениях. Технический результат - улучшенная вязкость в рассолах высокой плотности при повышенных температурах более 300°F. Вязкоупругая жидкость для использования в жидкостной композиции для стимуляции скважины содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество. Упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество общей формулы (I):где Rпредставляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 17 до 29 атомов углерода, Rи Rкаждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 6 атомов углерода, Rвыбирают из Н, гидроксила, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до 4 атомов углерода; k означает целое число от 2 до 20 и n означает целое число от 0 до 20, m означает целое число от 1 до 20. Упомянутое обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (II)где Rпредставляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 12 до 22 атомов углерода, R, Rи Rкаждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 4 атомов углерода; и из гидроксильной группы. Вязкоупругая жидкость имеет плотность более 1,2 кг/л. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл., 11 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к бурению, вскрытию и стимуляции углеводородсодержащих пластов. Более конкретно, изобретение относится к вязкоупругим жидкостям на основе поверхностно-активного вещества и способам применения таковых в установке гравийных фильтров, очистке, бурении и гидроразрыве подземного пласта.
Уровень техники
Вязкоупругие жидкости играют очень важные роли в применении на нефтяных месторождениях. Вязкость позволяет жидкостям нести частицы из одного места в другое. Например, жидкость для бурения способна нести обломки выбуренной породы из скважины на поверхность. Вязкие жидкости также играют важнейшую роль в заполнении скважинного фильтра гравием. В операциях установки гравийных фильтров в скважину помещают стальное сито, и вязкая жидкость для заканчивания скважины/вскрытия пласта обеспечивает размещение приготовленного гравия конкретного размера в окружающем кольцевом пространстве, в результате чего минимизируется вынос песка. Также необходимы жидкости для гидроразрыва, которые должны быть в достаточной мере вязкими. Гидравлический разрыв получают в результате закачивания насосом жидкости для гидроразрыва в скважину при скорости, достаточной для повышения давления в стволе скважины настолько, чтобы превысить давление, соответствующее градиенту давления гидроразрыва породы. Жидкость для гидроразрыва пласта содержит расклинивающий агент (проппант), который поддерживает искусственно образованную в результате гидроразрыва пласта трещину открытой после снятия давления. Следовательно, для жидкости важно иметь достаточную вязкость с тем, чтобы перемещать расклинивающий агент в трещину гидроразрыва пласта.
Полимеры в течение десятилетий использовались для изготовления вязких жидкостей. Однако, в последнее время в применениях на нефтяных месторождениях, таких как применения в бурении, в установке гравийных фильтров, кислотной обработке и в гидроразрыве пласта широко используются вязкоупругие поверхностно-активные вещества (VES), благодаря своим неповреждающим или менее повреждающим характеристикам. Жидкости на основе VES обладают превосходной способностью к суспендированию и перемещению песка/расклинивающего агента. Жидкости VES имеют несколько отличительных преимуществ по сравнению с жидкостями на основе полимеров. В отличие от полимерных жидкостей, жидкости на основе VES не содержат твердых частиц, что минимизирует повреждение пласта после того, как они разрушаются. Однако, многие вязкоупругие поверхностно-активные вещества очень чувствительны к высококонцентрированным рассолам. Они зачастую не могут превращать в гель тяжелые рассолы, или вязкость жидкости не является стабильной в условиях высоких температур. Таким образом, вязкоупругие жидкости имеют некоторые ограничения для применений в бурении, заканчивании скважины/вскрытии пласта и в гидроразрыве, особенно в случае глубоких скважин, так как многие глубокие скважины имеют температуры в забое ствола скважины, равные 149°C (300°F) или более, и они требуют тяжелых жидкостей для уравновешивания давления в скважине и для поддерживания контролирования скважины.
В литературе, было сделано сообщение, что VES-содержащие наборы, такие как VES/полимер низкой молекулярной массы (MW), катионогенные/анионогенные поверхностно-активные вещества и VES/вспомогательное поверхностно-активное вещество, могут успешно повышать вязкость рассолов умеренной плотности (такие как рассол CaCl2, CaBr2 и NaBr). Однако ни один из них не может работать в тяжелом рассоле ZnBr2 при температурах выше 250°F при нормальной дозировке (равной или менее 6% объемных непосредственно после получения). Рассол ZnBr2 и смешанный рассол, изготовленный из ZnBr2/CaBr2/CaCl2, будут использоваться, если для глубоких скважин необходима плотность 15 фунтов на галлон (ppg) или выше для уравновешивания давления в скважине.
Публикация заявки на патент США №2002-0033260 описывает жидкость-носитель на основе высококонцентрированного рассола, имеющую плотность, >1,3 г/см3 (10,8 ppg), которая содержит компонент, выбранный из органических кислот, солей органических кислот, и неорганических солей; вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое может представлять собой додецилбензолсульфонат натрия (SDBS), додецилсульфат натрия (SDS) или смесь двух этих веществ, или гидроксиэтиламинокарбоновую кислоту; и цвиттерионное поверхностно-активное вещество, предпочтительно бетаин, наиболее предпочтительно олеил-бетаин. Показано, что галогениды цинка не являются предпочтительными, в особенности бромид цинка. В примерах, самый тяжелый рассол, в котором поддерживалась полезная вязкость, имеет плотность, равную 1,64 г/см3 (13,7 ppg). Самая высокая рабочая температура составляет 138°C (280°F).
Патент США №7148185 В2 описывает гели на основе содержащих поверхностно-активное вещество жидкостей, которые являются стабильными в отношении рассолов, имеющих плотности выше приблизительно 1,56 г/см3 (13 ppg) при высоких температурах. Жидкости для обработки скважин содержат поверхностно-активное вещество, предпочтительно эруциламидопропилбетаин, и некоторое количество спирта, предпочтительно метанола, и соль или смесь солей двухвалентного катиона или смеси двухвалентных катионов, образующих рассол, предпочтительно одного или более бромидов и/или хлоридов кальция и/или цинка. Также могут быть использованы вспомогательные поверхностно-активные вещества, такие как додецилбензолсульфонат (SDBS). Концентрация поверхностно-активного вещества, ВЕТ-Е-40, приведенная в большинстве примеров для тяжелых рассолов, составляет 10%.
Жидкость на основе VES/жидкостная система по настоящему изобретению направлена на проблему, с которой сталкиваются инженеры по бурению и добыче в течение многих лет. Более конкретно, жидкостная система на основе VES по настоящему изобретению показывает значительно улучшенную вязкость в рассолах высокой плотности при повышенных температурах (>300°F).
Сущность изобретения
Настоящее изобретение в общем и целом относится к вязкоупругим жидкостям на основе поверхностно-активных веществ и к способам использования таковых в различных применениях на нефтяных месторождениях, включающих операции, связанные с установкой гравийных фильтров, очисткой, бурением, кислотной обработкой и гидроразрывом пласта, но не ограничиваясь этим. Вязкоупругая жидкость по изобретению содержит по меньшей мере одно амфотерное поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое повышает прочность геля и увеличивает стойкость упомянутой вязкоупругой жидкости на основе поверхностно-активных веществ к рассолу.
Подробное описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой график зависимости воздействия вспомогательного поверхностно-активного вещества А на вязкость Armovis EHS в рассоле CaCl2 с плотностью 11,5 ppg.
Фиг. 2 показывает данные по вязкости с добавлением и без добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А в рассол NaBr с плотностью 12,5 ppg.
Фиг. 3 показывает результаты испытаний, демонстрирующие влияние типа рассола и вспомогательного поверхностно-активного вещества на рабочие характеристики EHS.
Фиг. 4 показывает воздействие вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассоле CaBr2 с плотностью 14,2 ppg.
Фиг. 5 показывает данные по вязкости при различных скоростях сдвига после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассол CaBr2 с плотностью 14,2 ppg при различных температурах.
Фиг. 6 показывает превосходные результаты для EHS с вспомогательным поверхностно-активным веществом В в смешанном рассоле ZnBr2/CaBr2/CaCl2 с плотностью 16,5 ppg.
Фиг. 7 представляет собой график зависимости, показывающий сравнение между двумя системами поверхностно-активных веществ в смешанном рассоле ZnBr2/CaBr2 с плотностью 15,1 ppg.
Фиг. 8 и 9 показывают, как долго занимает восстановление вязкости системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество А в 20%-ном рассоле CaCl2 при 36°F (100 сек-1 для Фиг. 8 и 1 сек-1 для Фиг. 9).
Фиг. 10 показывает фотографии, отражающие испытание на оседание песка в рассоле CaBr2 с плотностью 14,2 ppg, содержащем 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В.
Фиг. 11 показывает фотографии, отражающие испытание на оседание песка в рассоле CaBr2 с плотностью 15 ppg, вязкость которого увеличена с помощью 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к жидкостной системе на основе VES, которая проявляет значительно улучшенную вязкость в рассолах высокой плотности при повышенных температурах (>300°F). Многочисленные реологические эксперименты были проведены с тем, чтобы показать превосходные вязкоупругие свойства в тяжелом рассоле ZnBr2 (16,5 ppg) при температурах вплоть до 400°F, при скорости сдвига 100 сек-1 и при давлении 400 фунтов на квадратный дюйм (psi). Испытания на оседание песка были проведены при температуре окружающей среды и при высоких температурах для того, чтобы показать превосходную несущую способность этой новой системы на основе VES в отношении песка. Жидкостная система на основе VES по изобретению также имеет чрезвычайно низкую температуру застывания (-15°C), что решает проблемы при проведении работ и транспортировке в холодных регионах.
Загущенные композиции по настоящему изобретению могут быть полезно применены в способах стимуляции и/или модифицирования проницаемости подземных пластов, в жидкостях для бурения, в жидкостях для заканчивания скважины/вскрытия пласта, в жидкостях для капитального ремонта скважин, в жидкостях для кислотной обработки, в установке гравийных фильтров, в гидроразрыве пласта и тому подобном. Кроме того, загущенные композиции по настоящему изобретению также могут быть применены в очищающих составах, в покрытиях на основе воды, в детергентных составах, составах для личной гигиены, в асфальтовых составах на основе воды и тому подобном.
Вязкоупругость является желательным реологическим признаком жидкостей для бурения, жидкостей для капитального ремонта скважин или жидкостей для заканчивания скважины/вскрытия пласта, и жидкостей для стимуляции, который может быть обеспечен посредством агентов модифицирования жидкости, таких как полимерные агенты и гелеобразующие агенты на основе поверхностно-активных веществ. Вязкоупругие жидкости представляют собой жидкости, которые проявляют собой как упругое поведение, так и вязкое поведение. Упругость определяют как мгновенный отклик искажения (деформации) материала на приложенное напряжение. Сразу после снятия напряжения, материал возвращается к своему недеформированному равновесному состоянию. Такой тип поведения соотносится с твердыми веществами. С другой стороны, вязкое поведение определяют как непрерывную деформацию, являющуюся результатом приложенного напряжения. Через некоторое время, скорость деформации (скорость сдвига или скорость искажения в большинстве случаев) становится постоянной. Сразу после снятия напряжения, материал не возвращается к своему исходному недеформированному состоянию. Такой тип поведения соответствует жидкостям. Вязкоупругие жидкости могут вести себя как вязкая жидкость или как упругое твердое вещество, или как комбинация и того и другого состояния в зависимости от приложенного к системе напряжения и от временного масштаба наблюдения. Вязкоупругие жидкости проявляют упругий отклик мгновенно после того, как приложено напряжение. После первоначального упругого отклика, искажение уменьшается, и жидкость начинает течь в вязкостном режиме. Упругое поведение жидкостей, как полагают, в значительной мере способствует перемещению твердых частиц.
Вязкость вязкоупругой жидкости также может варьироваться с помощью приложенного напряжения или скорости искажения. В случае деформаций сдвига, является очень обычной та ситуация, где вязкость жидкости падает с увеличением скорости сдвига или напряжения сдвига. Такое поведение обычно называется "разжижением при сдвиге". Вязкоупругость в жидкостях, которая вызвана поверхностно-активными веществами, может проявляться протеканием разжижения при сдвиге. Например, в том случае, когда такая жидкость пропускается через насос или находится в непосредственной близости к вращающемуся буровому долоту, жидкость находится в среде с высокой скоростью сдвига, и вязкость является низкой, что приводит к низкому давлению трения и к экономии энергии при закачке жидкости. Когда сдвигающее напряжение ослабляют, жидкость возвращается к состоянию с более высокой вязкостью. Это происходит потому, что вязкоупругое поведение вызвано образованием агрегатов поверхностно-активных веществ в жидкости. Эти агрегаты будут корректировать состояния жидкости, и будут образовывать различные агрегированные формы в условиях различных напряжений сдвига. Таким образом, можно иметь жидкость, которая ведет себя как жидкость с высокой вязкостью при низких скоростях сдвига, и как жидкость с низкой вязкостью при более высоких скоростях сдвига. Высокие вязкости при низкой скорости сдвига годятся для транспортировки твердых частиц.
Упругий компонент вязкоупругой жидкости также может проявляться в значении предельного напряжения сдвига, возникающего при текучести. Это позволяет вязкоупругой жидкости суспендировать нерастворимый материал, например песок или обломки выбуренной породы, в течение более длительного периода времени в сравнении с вязкой жидкостью, имеющей такую же кажущуюся вязкость. Предельные напряжения сдвига, возникающие при текучести, которые являются слишком высокими, - не хорошее обстоятельство в бурении, поскольку это может очень затруднить перезапуск бурового долота и может вызвать состояние, называемое "прихват колонны труб".
Другой функцией вязкоупругих жидкостей в применениях для бурения на нефтяных месторождениях является изменение проницаемости пласта. Вторичное извлечение нефти из нефтеносных слоев месторождения включает в себя привлечение искусственного средства для извлечения нефти в дополнение к природной энергии, присущей этому нефтеносному слою месторождения. Например, в том случае, когда нефть находится в пористой породе, ее часто извлекают посредством нагнетания находящейся под давлением жидкости, такой как рассол, через одну или более буровых скважин (посредством прокачивания скважин) в пласт нефтеносного месторождения с тем, чтобы вытеснить нефть в ствол скважины, из которого она может быть извлечена. Однако, порода часто имеет зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетаемый рассол может направиться через зоны с высокой проницаемостью, оставляя неизвлеченную нефть в зонах с низкой проницаемостью.
Жидкостная система по изобретению содержит эффективное количество по меньшей мере одного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и эффективное количество по меньшей мере одного обладающего синергическим действием вспомогательного поверхностно-активного вещества.
Вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество, которое имеет общую формулу (I):
где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную, углеводородную группу с приблизительно 17-приблизительно 29 атомами углерода, в другом варианте осуществления с приблизительно 18-приблизительно 21 атомами углерода. В другом варианте осуществления R1 представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую от природных жиров или масел, имеющую йодное число, равное от приблизительно 1 до приблизительно 140, в еще одном варианте осуществления от приблизительно 30 до приблизительно 90, и в дополнительном другом варианте осуществления от 40 до приблизительно 70. R1 может быть ограничен одной длиной цепи или может иметь разную длину цепи, как например те группы, которые получают из природных жиров и масел или из нефтяного сырья. Предпочтительные примеры включают талловый алкил, алкил твердого таллового жира, рапсовый алкил, алкил твердого рапсового масла, алкил таллового масла, алкил твердого таллового масла, кокосовый алкил, олеил, эруцил или соевый алкил, но не ограничиваются этим. R2 и R3 каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до приблизительно 6 атомов углерода, в другом варианте осуществления, от 1 до 4 атомов углерода, и в дополнительном другом варианте осуществления, от 1 до 3 атомов углерода. R4 выбирают из Н, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до приблизительно 4 атомов углерода; предпочтительно этила, гидроксиэтила, OH или метила. Из числа оставшихся заместителей, k означает целое число от 2 до 20, в другом варианте осуществления 2-12, и в дополнительном другом варианте осуществления 2-6, и в еще одном и в дополнительном другом варианте осуществления 2-4; m означает целое число от 1 до 20, в другом варианте осуществления 1-12, и в дополнительном другом варианте осуществления 1-6, ив еще одном варианте осуществления 1-3; и n означает целое число от 0 до 20, в другом варианте осуществления 0-12, и в дополнительном другом варианте осуществления 0-6, и в еще одном варианте осуществления 0-1. Концентрация вязкоупругой композиции в жидкости, как правило, составляет от приблизительно 0,5% до приблизительно 10%, в другом варианте осуществления от приблизительно 2% до приблизительно 8%, и в дополнительном другом варианте осуществления от приблизительно 3% до приблизительно 5% по массе.
Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, раскрываемые и описываемые в данном документе, представляют собой поверхностно-активные вещества, которые могут быть добавлены по отдельности, или они могут быть использованы в качестве основного компонента в водных, сгущенных композициях по настоящему изобретению. Примеры вязкоупругих поверхностно-активных веществ, предусматриваемых настоящим изобретением, включают эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаин, эрукамидопропилгидроксиэтилсульфобетаин, эрукамидопропилгидроксиметилсульфобетаин, и их комбинации и смеси, но не ограничиваются этим. Armovis EHS, эрукамидопропилгидроксипропилсультаин, может быть благотворно применен и доступен для приобретения в AkzoNobel, Chicago, Illinois. Еще одним примером вязкоупругого поверхностно-активного вещества является поверхностно-активное вещество Формулы (I), где R1 представляет собой ненасыщенную углеродную цепь с 21 атомом углерода, R2 и R3 представляют собой метильную группу, R4 представляет собой гидроксильную группу, к имеет значение 3, и m и n равны 1.
Обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество усиливает прочность геля из жидкости на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ и повышает стойкость к рассолу. Оно имеет общую структуру (II)
где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную, углеводородную группу, имеющую от приблизительно 12 до приблизительно 22 атомов углерода. R2, R3 и R4 каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до приблизительно 4 атомов углерода; и гидроксильной группы. Концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от приблизительно 0,1% масс. до приблизительно 4% масс. В другом варианте осуществления, концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет приблизительно 0,5% масс.-приблизительно 1,5% масс. Соотношение поверхностно-активного вещества к обладающему синергическим действием вспомогательному поверхностно-активному веществу, как правило, составляет от приблизительно 1:1 до приблизительно 15:1; в другом варианте осуществления от приблизительно 2:1 до 15:1; в еще одном варианте осуществления от 3:1 до приблизительно 15:1; и в дополнительном другом варианте осуществления от 3:1 до приблизительно 10:1. Примеры вспомогательных поверхностно-активных веществ включают Arquad Т/50 и Ethoquad Е/12-75, оба из которых доступны для приобретения в AkzoNobel, Chicago, Illinois, но не ограничиваются этим. Дополнительные примеры вспомогательных поверхностно-активных веществ включают катионное поверхностно-активное вещество Формулы (II), где R1 является ненасыщенной углеродной цепью с 18 атомами углерода, R2, R3 и R4 представляют собой гидроксильные группы; и катионное поверхностно-активное вещество Формулы (II), где R1 является ненасыщенной углеродной цепью с 22 атомами углерода, R2, R3 представляют собой этилгидроксигруппы, и R4 представляет собой метильную группу, но не ограничиваются этим.
Рассолы высокой плотности для применения на нефтяных месторождениях, как правило, изготавливают из солей двухвалентных катионов, таких как кальций и цинк. Также могут быть использованы рассолы, изготовленные из солей калия, аммония, натрия, цезия и тому подобного. Также могут быть применены органические катионы, такие как тетраметиламмоний. Обычные неорганические анионы для рассолов высокой плотности представляют собой хлорид и бромид. Могут быть использованы органические анионы, такие как формиат и ацетат. Можно использовать некоторые комбинации из этих анионов и катионов с тем, чтобы получить рассолы более высокой плотности. Выбор одной соли вместо другой или двух солей вместо одной соли обычно зависит от факторов окружающей среды. Например, жидкость, состоящая из единственной соли, может работать во время теплого летнего периода, тогда как в период низких температур может потребоваться жидкость, состоящая из двух солей, благодаря ее более низкой Истинной Температуре Кристаллизации (ТСТ), то есть, температуре, при которой начинают образовываться кристаллические твердые вещества при охлаждении. Потеря растворимых солей, либо в результате осаждения, либо в результате фильтрации, будет резко снижать плотность жидкости для обработки приствольной зоны. Потеря плотности может привести к опасной ситуации превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине (отрицательного дифференциального давления).
Изобретение будет проиллюстрировано с помощью неограничивающих примеров. Из приведенных ниже примеров ясно, что вязкоупругая жидкость/жидкость для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению имеет вполне высокую плотность. В одном варианте осуществления, вязкоупругая жидкость/жидкость для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению имеет плотность более 9,5 фунтов на галлон (ppg); в другом варианте осуществления, более 9,8 ppg; в дополнительном другом варианте осуществления, более 11,5 ppg. В дополнение к этому, в одном варианте осуществления, вязкоупругая жидкость/жидкость для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению имеет плотность 19,2 ppg или менее; в другом варианте осуществления, 16,5 ppg или менее. Диапазон плотности вязкоупругой жидкости/жидкости для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению может составлять более 9,5 ppg-19,2 ppg или менее, предпочтительно, более 9,8 ppg-16,5 или менее.
Вязкоупругое поверхностно-активное вещество, используемое в примерах, представляет собой Armovis EHS, доступный для приобретения в AkzoNobel. Вспомогательные поверхностно-активные вещества, используемые в примерах, представляют собой катионное вспомогательное поверхностно-активное вещество А и катионное вспомогательное поверхностно-активное вещество В. Вспомогательное поверхностно-активное вещество А представляет собой Arquad Т/50, катионное поверхностно-активное вещество на основе таллового амина (таллотриметиламмоний-хлорид). Вспомогательное поверхностно-активное вещество В представляет собой Ethoquad Е/12-75, этоксилат эруциламина (2), четвертичную аммониевую соль. Оба вспомогательных поверхностно-активных вещества являются доступными для приобретения в AkzoNobel.
Общие методики для Примеров 1-7
Изготавливают рассолы в различных концентрациях. В 500-миллилитровый смеситель из нержавеющей стали добавляют рассол, после этого некоторое количество (по объему) системы Armovis EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество (40-50% по активности). Получающуюся в результате смесь перемешивают в течение 3 минут при скорости вращения мешалки 3000-4000 оборотов в минуту (rpm) в смесителе. Получаемый в результате гель затем подвергают центрифугированию при скорости вращения 1000 rpm в течение 15 минут для удаления воздушных пузырьков. Реологическую характеристику оценивают с помощью реометра Grace Instrument Rheometer (модель М5600) при постоянной скорости сдвига, за исключением Примера 5, при различных температурах. Для минимизирования испарения образца прикладывают давление 400 фунтов на квадратный дюйм (psi), особенно при высоких температурах.
Пример 1
На Фиг. 1 приведен график зависимости воздействия вспомогательного поверхностно-активного вещества А на вязкость Armovis EHS в рассоле CaCl2 с плотностью 11,5 ppg. Сделано наблюдение, что вязкость при низких температурах значительно повышается при добавлении вспомогательно поверхностно-активного вещества А. Рабочая характеристика при высоких температурах остается превосходной вплоть до 350°F. Считываемая вязкость составляет 132 сантипуаза при 350°F при скорости сдвига 100 сек-1. Результаты представлены на Фиг. 1.
Пример 2
Фиг. 2 показывает результаты по вязкости с добавлением и без добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А в рассол NaBr с плотностью 12,5 ppg. Рабочая характеристика при низкой температуре резко увеличивается после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А, и значение вязкости поддерживается на уровне выше 100 сантипуаз вплоть до 330°F.
Пример 3
На Фиг. 3 приведены результаты испытаний, демонстрирующие влияние типа рассола и вспомогательного поверхностно-активного вещества на рабочие характеристики EHS. Испытания показывают, что вязкость EHS в рассоле только с CaBr2 с плотностью 14,2 ppg является очень низкой при рассматриваемых температурах, тогда как, если этот рассол заменяют смешанным рассолом CaBr2/CaCl2 с плотностью 14,2 ppg, то профиль вязкости сильно улучшается, хотя он является не достаточно хорошим. График зависимости также показывает удивительные результаты после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А. Можно увидеть, что вязкость удваивается при температуре окружающей среды в обоих рассолах, и профиль рабочей характеристики значительно улучшен.
Примеры 4-5
Данные испытаний, представленные на Фиг. 4, показывают воздействие вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассоле CaBr2 с плотностью 14,2 ppg. В сравнении с рабочей характеристикой EHS как такового в рассоле CaBr2 с плотностью 14,2 ppg, приведенной на Фиг. 3, добавление вспомогательного поверхностно-активного вещества В повышает вязкость, в диапазоне температур 50-300°F по меньшей мере в 10 раз.
Фиг. 5 показывает данные по вязкости при различных скоростях сдвига после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассоле CaBr2 с плотностью 14,2 ppg. Очевидно, что поверхностно-активное вещество в рассоле ведет себя как разжижающаяся при сдвиге неньютоновская жидкость. Высокая вязкость при низкой скорости сдвига указывает на высокую упругость жидкости, в температурном диапазоне 50-300°F.
Пример 6
Для чрезвычайно глубоких скважин, для заканчивания скважин/вскрытия продуктивного пласта обычно используют рассол ZnBr2, ввиду его высокой плотности. Немногие вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут работать хорошо в рассоле ZnBr2, особенно в тяжелом рассоле с плотностью выше 14 ppg. Фиг. 6 показывает превосходные результаты для EHS с вспомогательным поверхностно-активным веществом В в смешанном рассоле, включающем ZnBr2/CaBr2/CaCl2, с плотностью 16,5 ppg. Если Armovis EHS используют как таковой, то эффект гелеобразования почти не заметен. Однако, после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества В, вязкость существенно идет вверх, при температурах от значений окружающей среды до 400°F.
Пример 7
На Фиг. 7 приведен график зависимости, показывающий сравнение двух систем поверхностно-активных веществ в смешанном рассоле, включающем ZnBr2/CaBr2, с плотностью 15,1 ppg. Можно увидеть, что существует огромная разница между тем, когда используют вспомогательное поверхностно-активное вещество В, и, когда не используют его. Максимальная рабочая температура, применяемая в этом конкретном рассоле, составляет 250°F. Совершенно ясно, на основе показанных на Фиг. 6 данных, что хлоридная соль играет важную роль в увеличении температурного верхнего предела поверхностно-активных веществ.
Также изучены температуры застывания EHS с вспомогательными поверхностно-активными веществами. Система на основе смеси EHS и вспомогательного поверхностно-активного вещества имеет температуру застывания только при -15°C, что позволяет применять ее в холодных регионах.
Общие методики для Примеров 8-9
Поверхностно-активные вещества замешивают в 20%-ном рассоле CaCl2 (приблизительно 9,8 ppg) для приготовления геля, тем же способом, который описан в Примерах 1-7. Затем гель помещают в холодильную установку. Для измерений используют реометр Grace М5600. Реометр предварительно охлаждают от комнатной температуры с использованием смеси этиленгликоль/вода (1:1) в качестве циркулирующей охлаждающей жидкости. После размещения образца на реометре и достижения температуры 36°F, образец подвергают вращению при скорости сдвига 900 сек-1 в течение 2 минут. Затем реометр останавливают и немедленно повторно запускают с более низкой скоростью сдвига (100 сек-1 для Фиг. 8 и 1 сек-1 для Фиг. 9). Регистрируют изменения вязкости во времени.
Примеры 8-9
Многие вязкоупругие жидкости требуют длительного периода времени для восстановления вязкости после подвергания воздействию сдвига с большой скоростью. Медленное восстановление может отрицательно сказываться на понижении сопротивления и на способности к перемещению расклинивающего агента (проппанта). Фиг. 8 и 9 показывают, сколько времени требуется системе EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество А для восстановления вязкости в 20%-ном рассоле CaCl2 при 36°F (100 сек-1 для Фиг. 8 и 1 сек-1 для Фиг. 9). Обычно, чем более низкая температура, тем более длительный период времени требуется на восстановление. Результаты показывают, что для системы на основе смеси требуется только 10-15 секунд на достижение подъема вязкости после изменения скорости сдвига.
Общая методика для испытаний на оседание песка (Примеры 10-11)
Испытания на оседание песка выполняют в градуированном цилиндре на 500 миллилитров. Сначала, приготавливают 550 мл жидкости для испытаний с применением таких же методик смешения, что и в Примерах 1-7. Вычисляют и отмеряют количество песка (6 фунтов на галлон) и жидкости для испытаний для изготовления итогового объема суспензии 550 мл, и затем в бутылку, содержащую жидкость для испытаний, добавляют расклинивающий агент. Полученную смесь энергично встряхивают до тех пор, пока расклинивающий агент не будет равномерно диспергирован. Сразу же после приготовления суспензии, ее выливают в градуированный цилиндр на 500 миллилитров. Объем просветленной жидкости регистрируют в течение двухчасового периода при комнатной температуре. Затем цилиндр помещают в сушильный шкаф при 180°F и предварительно нагревают в течение 2 часов прежде, чем начинают проведение испытания при высоких температурах. Следует отметить, что в ходе 2 часов предварительного нагревания может потребоваться несколько подходов энергичного встряхивания.
Пример 10
Таблица 1 объединяет результаты испытания на оседание песка в рассоле CaBr2 с плотностью 14,2 ppg, содержащем 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В. При температуре окружающей среды и при 180°F, оседание песка почти не обнаруживается.
Пример 11
Также испытание на оседание песка проводят в рассоле CaBr2 с плотностью 15 ppg, вязкость которого повышена посредством 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В. Таблица 2 показывает, что при 180°F песок почти не осаждается, но при комнатной температуре он осаждается. Итоговый объем, который был просветлен через 30 минут, составляет 79 мл, что составляет 14,4% относительно общего объема. На Фиг. 11 показаны некоторые фотографии оседания песка. При сравнении с Примером 10, обнаружено, что более тяжелый рассол обладает меньшей способностью к суспендированию песка при низких температурах.
Claims (33)
1. Вязкоупругая жидкость для использования в жидкостной композиции для стимуляции скважины, содержащая по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество, где упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество общей формулы (I):
где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 17 до 29 атомов углерода, R2 и R3 каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 6 атомов углерода, R4 выбирают из Н, гидроксила, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до 4 атомов углерода; k означает целое число от 2 до 20 и n означает целое число от 0 до 20, m означает целое число от 1 до 20;
и упомянутое обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (II)
где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 12 до 22 атомов углерода, R2, R3 и R4 каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 4 атомов углерода; и из гидроксильной группы,
где вязкоупругая жидкость имеет плотность более 1,2 кг соли на литр (кг/л).
2. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в общей формуле (I) R1 представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую из природных жиров или масел, имеющую йодное число от приблизительно 1 до 140.
3. Вязкоупругая жидкость по п.2, где в общей формуле (I) R1 представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую из природных жиров или масел, имеющую йодное число от 30 до 90.
4. Вязкоупругая жидкость по п.3, где в общей формуле (I) R1 представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую из природных жиров или масел, имеющую йодное число от 40 до 70.
5. Вязкоупругая жидкость по п.2, где в общей формуле (I) R1 представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую от природных жиров, масел, или нефтяного сырья, имеющую одну длину цепи или разные длины цепей, где упомянутые природные жиры и масла или нефтяное сырье выбирают из алкила таллового жира, алкила отвержденного таллового жира, алкила рапсового масла, алкила отвержденного рапсового, алкила таллового масла, алкила отвержденного твердого таллового масла, алкила кокосового масла, олеила, эруцила, алкила соевого масла или из их комбинаций и/или смесей.
6. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в вязкоупругом поверхностно-активном веществе общей формулы (I) R1 представляет собой ненасыщенную алкильную группу, имеющую 21 атом углерода, R2 и R3 представляют собой метильную группу, R4 представляет собой гидроксильную группу, k имеет значение 3 и m и n равны 1.
7. Вязкоупругая жидкость по п.1, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество общей формулы (I) выбирают из эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаина, эрукамидопропилгидроксиэтилсульфобетаина, эрукамидопропилгидроксиметилсульфобетаина и их комбинаций и смесей.
8. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в упомянутом вспомогательном поверхностно-активном веществе формулы (II) R1 представляет собой ненасыщенную алкильную группу с 18-ю атомами углерода в цепи и R2, R3 и R4 являются метильными группами.
9. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в упомянутом вспомогательном поверхностно-активном веществе формулы (II) R1 представляет собой ненасыщенную алкильную группу с 22-мя атомами углерода в цепи, R2 и R3 представляют собой этилгидроксигруппы и R4 представляет собой метильную группу.
10. Вязкоупругая жидкость по п.1, где упомянутое вспомогательное поверхностно-активное вещество выбирают из хлорида таллотриметиламмония, этоксилата эруциламина (2), четвертичной аммониевой соли или их смесей.
11. Вязкоупругая жидкость по п.1, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 0,5 до 10 мас.% и концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 0,1 до 4 мас.%.
12. Вязкоупругая жидкость по п.1, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 2 до 8 мас.% и концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от приблизительно 0,5 до приблизительно 1,5 мас.%.
13. Вязкоупругая жидкость по п.12, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 3 до 5 мас.%.
14. Вязкоупругая жидкость по п.1, где отношение вязкоупругого поверхностно-активного вещества к обладающему синергическим действием вспомогательному поверхностно-активному веществу составляет от 1:1 до 15:1.
15. Жидкостная композиция для стимуляции скважины, содержащая от 0,5 до 10% смеси по меньшей мере одного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и по меньшей мере одного обладающего синергическим действием вспомогательного поверхностно-активного вещества, где упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество общей формулы (I):
где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную, углеводородную группу, имеющую от 17 до 29 атомов углерода, R2 и R3 каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 6 атомов углерода, R4 выбирают из Н, гидроксила, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до 4 атомов углерода; k означает целое число от 2 до 20 и n означает целое число от 0 до 20, m означает целое число от 1 до 20;
и упомянутое обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (II)
где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 12 до 22 атомов углерода, R2, R3 и R4 каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 4 атомов углерода; и из гидроксильной группы,
где композиция для стимуляции скважины имеет плотность более 1,2 кг соли на литр (кг/л).
16. Жидкостная композиция по п.15 для стимуляции скважины, где упомянутая жидкость представляет собой жидкость для бурения, жидкость для заканчивания скважины/вскрытия продуктивного пласта, жидкость для капитального ремонта скважины, жидкость для кислотной обработки, жидкость для установки гравийного фильтра, жидкость для гидроразрыва пласта, жидкость для матричной кислотной обработки, жидкость для кислотной обработки в процессе заканчивания скважины/вскрытия продуктивного пласта, жидкость для кислотного гидроразрыва пласта или жидкость для кислотной обработки при устранении повреждений.
17. Жидкость для кислотной обработки, которая содержит по меньшей мере одну кислоту и вязкоупругую жидкость по п.1.
18. Жидкость по п.17 для кислотной обработки, где упомянутую кислоту выбирают из группы, состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их смесей.
19. Жидкость по п.18 для кислотной обработки, где упомянутую кислоту выбирают из группы, состоящей из хлористоводородной, фтористоводородной, уксусной, муравьиной, сульфаминовой, хлоруксусной кислот и их смесей.
20. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий в себя стадии закачивания насосом вязкоупругой жидкости по п.1 через ствол скважины и в подземный пласт при давлении, достаточном для гидроразрыва пласта.
21. Жидкостная композиция по п.16 для стимуляции скважины, где упомянутая жидкостная композиция представляет собой жидкость для бурения/заканчивания скважины или вскрытия продуктивного пласта.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361793695P | 2013-03-15 | 2013-03-15 | |
| US61/793,695 | 2013-03-15 | ||
| US201361861092P | 2013-08-01 | 2013-08-01 | |
| US61/861,092 | 2013-08-01 | ||
| PCT/EP2014/054759 WO2014140055A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-03-12 | Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015142821A RU2015142821A (ru) | 2017-04-20 |
| RU2015142821A3 RU2015142821A3 (ru) | 2018-03-19 |
| RU2691906C2 true RU2691906C2 (ru) | 2019-06-18 |
Family
ID=50272617
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015142821A RU2691906C2 (ru) | 2013-03-15 | 2014-03-12 | Синергетический эффект вспомогательных поверхностно-активных веществ в отношении реологических характеристик жидкостей для бурения, заканчивания скважины/вскрытия пласта и гидроразрыва пласта |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10308866B2 (ru) |
| EP (1) | EP2970744B1 (ru) |
| BR (1) | BR112015021194B1 (ru) |
| CA (1) | CA2904168C (ru) |
| DK (1) | DK2970744T3 (ru) |
| RU (1) | RU2691906C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014140055A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017074304A1 (en) | 2015-10-26 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro-proppant fracturing fluid compositions for enhancing complex fracture network performance |
| US10047279B2 (en) | 2016-05-12 | 2018-08-14 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising polymeric viscosity modifiers |
| US10407606B2 (en) | 2016-05-12 | 2019-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising nanoparticle viscosity modifiers |
| WO2018004593A1 (en) * | 2016-06-30 | 2018-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids for stimulation of subterranean formations |
| WO2018160265A1 (en) * | 2017-03-03 | 2018-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology |
| US10947443B2 (en) | 2017-03-03 | 2021-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant gel for perforation operations |
| US10563119B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-02-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for producing seawater based, high temperature viscoelastic surfactant fluids with low scaling tendency |
| WO2023094434A1 (en) * | 2021-11-23 | 2023-06-01 | Nouryon Chemicals International B.V. | Surfactant composition |
| US20230366296A1 (en) * | 2022-05-12 | 2023-11-16 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods for Transporting Scale Removal Agents into a Well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020033260A1 (en) * | 2000-09-21 | 2002-03-21 | Bernhard Lungwitz | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
| US20030236174A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic Surfactant Fluids Stable at High Brine Concentration and Methods of Using Same |
| US20080277112A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack |
| RU2411279C2 (ru) * | 2005-11-07 | 2011-02-10 | Степан Компани | Поликатионные вязкоупругие композиции |
| US20120024529A1 (en) * | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Van Zanten Ryan | Stimuli-Responsive High Viscosity Pill |
| US20120285694A1 (en) * | 2011-05-13 | 2012-11-15 | Rhodia Operations | Enhanced foam stability applications and methods |
| WO2012160008A1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Thickened viscoelastic fluids and uses thereof |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US8785355B2 (en) * | 2001-02-13 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic compositions |
| US20060084579A1 (en) | 2004-10-15 | 2006-04-20 | Berger Paul D | Viscoelastic surfactant mixtures |
| US7461694B2 (en) * | 2005-11-16 | 2008-12-09 | Rhodia Inc. | Methods for recovering oil from an oil reservoir |
| US7556098B2 (en) * | 2006-07-14 | 2009-07-07 | Paul Daniel Berger | Oil recovery method employing amphoteric surfactants |
| US9018146B2 (en) * | 2006-11-22 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a well with viscoelastic surfactant and viscosification activator |
| US9428684B2 (en) * | 2007-10-31 | 2016-08-30 | Rhodia Operation | Addition of zwitterionic surfactant to water soluble polymer to increase the stability of the polymers in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| US7897547B1 (en) | 2009-12-21 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modifier |
-
2014
- 2014-03-12 CA CA2904168A patent/CA2904168C/en active Active
- 2014-03-12 RU RU2015142821A patent/RU2691906C2/ru active
- 2014-03-12 BR BR112015021194-1A patent/BR112015021194B1/pt active IP Right Grant
- 2014-03-12 US US14/776,127 patent/US10308866B2/en active Active
- 2014-03-12 WO PCT/EP2014/054759 patent/WO2014140055A1/en active Application Filing
- 2014-03-12 EP EP14709645.7A patent/EP2970744B1/en active Active
- 2014-03-12 DK DK14709645.7T patent/DK2970744T3/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020033260A1 (en) * | 2000-09-21 | 2002-03-21 | Bernhard Lungwitz | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
| US20030236174A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic Surfactant Fluids Stable at High Brine Concentration and Methods of Using Same |
| RU2411279C2 (ru) * | 2005-11-07 | 2011-02-10 | Степан Компани | Поликатионные вязкоупругие композиции |
| US20080277112A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack |
| US20120024529A1 (en) * | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Van Zanten Ryan | Stimuli-Responsive High Viscosity Pill |
| US20120285694A1 (en) * | 2011-05-13 | 2012-11-15 | Rhodia Operations | Enhanced foam stability applications and methods |
| WO2012160008A1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Thickened viscoelastic fluids and uses thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20160017210A1 (en) | 2016-01-21 |
| WO2014140055A1 (en) | 2014-09-18 |
| EP2970744A1 (en) | 2016-01-20 |
| DK2970744T3 (en) | 2018-12-03 |
| EP2970744B1 (en) | 2018-08-15 |
| BR112015021194B1 (pt) | 2021-09-21 |
| CA2904168C (en) | 2021-11-23 |
| RU2015142821A (ru) | 2017-04-20 |
| BR112015021194A2 (pt) | 2017-07-18 |
| CA2904168A1 (en) | 2014-09-18 |
| US10308866B2 (en) | 2019-06-04 |
| RU2015142821A3 (ru) | 2018-03-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2691906C2 (ru) | Синергетический эффект вспомогательных поверхностно-активных веществ в отношении реологических характеристик жидкостей для бурения, заканчивания скважины/вскрытия пласта и гидроразрыва пласта | |
| US10066149B2 (en) | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
| US6637517B2 (en) | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations | |
| EP2809742B1 (en) | Cellulose nanowhiskers in well services | |
| RU2527102C2 (ru) | Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения | |
| US7615517B2 (en) | Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids | |
| AU2014290532B2 (en) | Composition for use in conducting downhole operations in oil and gas wells | |
| EP3194522A2 (en) | Well service fluid compositions and method of using microemulsions as flowback aids | |
| CA2320620A1 (en) | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent | |
| CA2632656A1 (en) | High temperature gellant for viscosity modification of low and high density brines | |
| US20110284228A1 (en) | Increasing the Viscosity of Viscoelastic Fluids | |
| MX2012010982A (es) | Agente impartidor de viscosidad a esfuerzo cortante cero. | |
| DK3224329T3 (en) | DELAYED FLUID BREATHER BASED ON VISCOELASTIC SURFACTANT |