RU2700148C2 - Жидкая композиция для интенсификации добычи нефти или газа - Google Patents
Жидкая композиция для интенсификации добычи нефти или газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2700148C2 RU2700148C2 RU2016122997A RU2016122997A RU2700148C2 RU 2700148 C2 RU2700148 C2 RU 2700148C2 RU 2016122997 A RU2016122997 A RU 2016122997A RU 2016122997 A RU2016122997 A RU 2016122997A RU 2700148 C2 RU2700148 C2 RU 2700148C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- polymer particles
- composition
- fluid
- acrylates
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 87
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 84
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 74
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 71
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 43
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 38
- -1 alkylene glycol Chemical compound 0.000 claims description 20
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 19
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 17
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 15
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 12
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Natural products C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical class C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 7
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 5
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 claims description 5
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 4
- WERYXYBDKMZEQL-UHFFFAOYSA-N butane-1,4-diol Chemical compound OCCCCO WERYXYBDKMZEQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 claims description 4
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical class ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 3
- ZPOLOEWJWXZUSP-WAYWQWQTSA-N bis(prop-2-enyl) (z)-but-2-enedioate Chemical compound C=CCOC(=O)\C=C/C(=O)OCC=C ZPOLOEWJWXZUSP-WAYWQWQTSA-N 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diol Chemical compound OCCCCCCO XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 claims description 3
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 3
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000012712 reversible addition−fragmentation chain-transfer polymerization Methods 0.000 claims description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003440 styrenes Chemical class 0.000 claims description 2
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical class C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical class 0.000 claims 1
- 125000003011 styrenyl group Chemical group [H]\C(*)=C(/[H])C1=C([H])C([H])=C([H])C([H])=C1[H] 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 17
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 15
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 15
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 13
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 11
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 10
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 10
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 10
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 10
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 8
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 5
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-phenylethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 4
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 4
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 4
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003146 anticoagulant agent Substances 0.000 description 3
- 229940127219 anticoagulant drug Drugs 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 3
- 229920003145 methacrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 3
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100496858 Mus musculus Colec12 gene Proteins 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 2
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005580 one pot reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TYIFSGXYMGLPFV-UHFFFAOYSA-N 2-[(1-diethoxyphosphoryl-2,2-dimethylpropoxy)-(2-methylpropyl)amino]oxy-2-methylpropanoic acid Chemical compound CC(CN(OC(C)(C)C(=O)O)OC(C(C)(C)C)P(=O)(OCC)OCC)C TYIFSGXYMGLPFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AISZNMCRXZWVAT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylsulfanylcarbothioylsulfanyl-2-methylpropanenitrile Chemical compound CCSC(=S)SC(C)(C)C#N AISZNMCRXZWVAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001012508 Carpiodes cyprinus Species 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012987 RAFT agent Substances 0.000 description 1
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005262 alkoxyamine group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012431 aqueous reaction media Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- UXGNZZKBCMGWAZ-UHFFFAOYSA-N dimethylformamide dmf Chemical compound CN(C)C=O.CN(C)C=O UXGNZZKBCMGWAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LNGNZSMIUVQZOX-UHFFFAOYSA-L disodium;dioxido(sulfanylidene)-$l^{4}-sulfane Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=S LNGNZSMIUVQZOX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- CETRZFQIITUQQL-UHFFFAOYSA-N dmso dimethylsulfoxide Chemical compound CS(C)=O.CS(C)=O CETRZFQIITUQQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [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])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000009297 electrocoagulation Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 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
- 125000000816 ethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000000892 gravimetry Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000010954 inorganic particle Substances 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 1
- 229940117841 methacrylic acid copolymer Drugs 0.000 description 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XVWOLKBRGCIQGK-UHFFFAOYSA-N n-tert-butyl-1-diethoxyphosphoryl-n-$l^{1}-oxidanyl-2,2-dimethylpropan-1-amine Chemical compound CCOP(=O)(OCC)C(N([O])C(C)(C)C)C(C)(C)C XVWOLKBRGCIQGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 125000001971 neopentyl group Chemical group [H]C([*])([H])C(C([H])([H])[H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- QIWKUEJZZCOPFV-UHFFFAOYSA-N phenyl 2-methylprop-2-enoate Chemical class CC(=C)C(=O)OC1=CC=CC=C1 QIWKUEJZZCOPFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WRAQQYDMVSCOTE-UHFFFAOYSA-N phenyl prop-2-enoate Chemical class C=CC(=O)OC1=CC=CC=C1 WRAQQYDMVSCOTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000075 poly(4-vinylpyridine) Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003866 tertiary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000004627 transmission electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 230000017105 transposition Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type 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
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- 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
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
Abstract
Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений. Композиция для воздействия на подземный пласт, содержащая воду, растворенные соли, нитевидные полимерные частицы и твердые частицы, отличные от нитевидных полимерных частиц, представляющие собой цилиндрические волокна с диаметром от 5 нм до 200 нм включительно, и длиной от 500 нм до 200 мкм, а указанные твёрдые частицы, отличные от нитевидных полимерных частиц, являются проппантами. Применение указанной выше композиции в качестве жидкости для гидроразрыва. Применение указанной выше композиции вместе с водной композицией, извлеченной через скважину из подземного пласта, в качестве жидкости для получения жидкости для гидроразрыва, отклоняющего состава, жидкости для выравнивания профиля приемистости, жидкости для регулирования проницаемости, жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра или жидкости для кислотного гидроразрыва. Способ гидроразрыва подземного пласта с использованием указанной выше композиции. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл., 7 пр.
Description
Настоящее изобретение относится к нитевидным полимерным частицам, полезным для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений в качестве жидкостей для гидроразрыва, отклоняющих составов, жидкостей, позволяющих улучшить распределение и профиль потока закачиваемых составов или продуктов (далее называемых жидкостями для выравнивания профиля приемистости) или жидкостей для регулирования проницаемости, жидкостей для намыва противопесочного гравийного фильтра, жидкостей для кислотного гидроразрыва и т.п. Эти жидкости предназначены для воздействия на пласт, закачиваемыми в скважины, являющиеся также продуктивными скважинами для добычи углеводородов, изначально присутствовавших в подземных пластах.
Жидкости для гидроразрыва широко применяются в настоящее время для разрушения пород, для обеспечения или усиления движения флюидов между подземным пластом и скважинами. Флюиды, присутствующие в подземном пласте, включают воду, содержащую соли, газ, конденсаты и нефть. Если не использовать жидкости для гидроразрыва, некоторые породы, имеющие очень низкую проницаемость, будут не в состоянии выдавать углеводороды, как, например, породы, связанные со сланцевой нефтью и сланцевым газом. Некоторые другие породы уже дают углеводороды, но желательно повысить их производительность. Чтобы удержать трещины открытыми, в технологической жидкости распределяют твердые частицы, "проппанты", на земле и переносят в трещины при операциях закачки. Проппанты укладываются и размещаются между стенками трещин.
Для транспортировки проппантов необходимо, чтобы жидкость для гидроразрыва разжижалась при приложении сдвиговых усилий: требуется высокая вязкость при низком сдвиге, чтобы проппанты не оседали в зонах низкой турбулентности системы закачки и в подземном пласте, и низкая вязкость при высоком сдвиге, чтобы уменьшить мощность, необходимую для закачки насосом жидкости для гидроразрыва.
Под "разжижением при сдвиге" понимается уменьшение вязкости под действием увеличения напряжения, сдвига и/или деформации, прикладываемых к исследуемой системе.
Кислотный гидроразрыв является методом, применяемым для растворения породы в целях повышения проницаемости в отношении углеводородов. На первом этапе в подземный пласт нагнетают вязкий водный раствор, чтобы разрушить породу и создать трещину с желаемой высотой, шириной и длиной. После того, как желаемые размеры созданной трещины достигнуты, закачивают кислоту, которая заводняет трещины, приводя к травлению стенок трещины, что создает проводимость трещины. Затем жидкость снова выкачивают на поверхность через ту же скважину и приступают к выкачиванию углеводороды. Кислота обычно является вязкой, или желатинизированной, или сшитой, или эмульгированной, чтобы поддерживать ширину трещины и минимизировать утечку жидкости, и способна разжижаться при сдвиге. Жидкостью, наиболее широко использующейся при кислотном гидроразрыве, является 15%-ная соляная кислота (HCl). Чтобы достичь большего проникания кислоты и лучшего травления, иногда в качестве главной жидкости для гидроразрыва на кислотной основе используют более концентрированный раствор HCl.
При необходимости используют муравьиную кислоту (HCOOH) или уксусную кислоту (CH3COOH), так как реакцию растворения между этими кислотами и породой легче ингибировать в условиях высокой температуры. Можно также применять фтористоводородную кислоту (HF) для травления подземных пластов песчаника. По мере травления содержание солей в воде повышается. Чтобы уменьшить утечку воды внутрь пор породы во время травления, необходимо, чтобы загущающая добавка продолжала выполнять свою функцию при увеличении содержания солей.
Отклоняющие составы, жидкости для выравнивания профиля приемистости и для регулирования проницаемости предназначены для уменьшения проницаемости некоторых частей подземного пласта. Иногда пласты имеют представляющие интерес зоны, содержащие углеводороды, но с другими проницаемостями или другими объемными долями воды. В таком случае, и когда в подземном пласте создается дополнительное давление в результате нагнетания воды для добычи углеводородов, иногда случается, что введенная вода находит легчайший путь, чтобы достичь продуктивных скважин, то есть она проходит через зоны с высокой объемной долей воды в пустотах и/или зоны с высокой проницаемостью, то есть обтекает другие богатые углеводородами зоны, не вытесняя углеводороды к продуктивным скважинам.
В такие зоны высокой проницаемости и/или высокого содержания воды нагнетают жидкости для выравнивания профиля приемистости и для регулирования проницаемости, чтобы вытеснить имеющиеся флюиды и снизить проницаемость этих зон для воды благодаря их высокой вязкости. Высокая вязкость при низком сдвиге необходима, чтобы не могли проникнуть медленно движущиеся флюиды, поступающие сверху, а низкая вязкость при высоком сдвиге необходима для уменьшения энергии, требующейся для закачки жидкостей для выравнивания профиля приемистости и регулирования проницаемости. Отклоняющие составы вводят в зоны высокой проницаемости и/или в зоны с высоким содержанием воды, чтобы заменить имеющиеся там флюиды и уменьшить проницаемость этих зон для воды благодаря их высокой вязкости. Высокая вязкость при низком сдвиге необходима, чтобы не могла проникнуть медленно движущаяся жидкость для гидроразрыва, закачиваемая позднее, а низкая вязкость при высоком сдвиге необходима для уменьшения энергии, требующейся для закачки насосом отклоняющего состава.
Один метод контроля выноса песка из подземного пласта вместе с углеводородами состоит в размещении гравийной засыпки особого размера в кольцевом пространстве между пластовой породой и технологическими узлами. Гравий действует как фильтр, позволяющей пластовым флюидам течь от пласта к обсадной колонне, отфильтровывая песчинки и другие мелкие частицы пласта. Для транспортировки гравия необходимо, чтобы жидкость для намыва противопесочного гравийного фильтра обладала способностью разжижаться при сдвиге: высокая вязкость при низком сдвиге, чтобы гравий не оседал в зонах низкой турбулентности системы нагнетания, и низкая вязкость при высоком сдвиге, чтобы уменьшить мощность, необходимую для перекачки намывной жидкости.
Согласно предшествующему уровню техники, для контроля вязкости вышеупомянутых жидкостей рекомендуется добавлять в воду гидрофильные полимеры. Указанные полимеры включают полигалактоманнан, гуаровую смолу или полимеры, производные от гуаровой смолы, такие, например, как карбоксиметилгуар, гидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар. Примеры приводятся в следующих патентах: US5305832, US4488975 и US4579670.
Однако эти полимеры имеют недостатки, например, они требуют много времени для полной гидратации в воде и частично забивают созданные поры из-за их адсорбции на стенках трещин. Для решения этих проблем имеются и другие решения, при которых применяются вязкоупругие ПАВы. Kefi и др. в "Expanding applications for viscoelastic surfactants", Oilfield Review, Winter 2004/2005, pp 10-23, приводит обзор возможного применения вязкоупругих ПАВов в нефтегазовой промышленности и сравнивает их с гидроксиэтилцеллюлозой для жидкостей для гидроразрыва. Вязкоупругие жидкости экономят энергию благодаря лучшей способности разжижаться при сдвиге. В документах US6637517 и US2007/0213232 приводятся примеры таких вязкоупругих жидкостей для гидроразрыва.
Для улучшения защиты этих добавок от химического разложения можно использовать известные поглотители кислорода, такие как тиосульфат натрия, метанол, тиомочевина, тиосульфит натрия. Можно использовать и другие добавки, такие, как pH-буферы, смачиватели, пенообразователи, ингибиторы коррозии, пеногасители или противовспениватели, ингибиторы образования отложений, биоциды, сшивающие агенты, разрушители геля, неэмульгирующие агенты, понизители водоотдачи. Можно также вводить газ, такой, как азот и диоксид углерода, чтобы создавать пузырьки газа в жидкости для гидроразрыва.
Для предотвращения набухания и/или смещения глин в пласте применяют антикоагулянты глин. Пласт содержит воду, находящуюся в термодинамическом равновесии с породой. Таким образом, она содержит растворенные соли. Катионы этих солей равновесно распределены между водной фазой и глинами. Если в закачиваемой воде растворено недостаточно катионов, то когда она вступает в контакт с породами в пласте, катионы, имеющиеся в слоях глины, диффундируют в закачанную воду, снижая катионный заряд в слоях. Как следствие, эти отрицательно заряженные слои будут отталкиваться друг от друга, и говорят, что глины набухают, снижая проницаемость, созданную трещинами.
Таким образом, необходимо иметь достаточно соли в нагнетаемой воде, чтобы предотвратить эту неравновесную диффузию катионов между водой и глинами. Кроме того, растворенные соли влияют на вязкость жидкости для гидроразрыва.
Наиболее распространенными антикоагулянтами глин являются KCl, NaCl, соли третичного аммония, такие, как NH4Cl, использующиеся в дозировке от примерно 1% до примерно 5% по весу.
Для гидравлического разрыва подземных пластов необходимы большие объемы воды. Некоторые территории, где присутствует сланцевый газ или сланцевая нефть, имеют значительные ограничения на водоснабжение, как, например, в Техасе, другие места находятся по соседству с сельскохозяйственными землями или жилыми поселениями, что требует высокого качества очистки возвращаемых жидкостей, выкачиваемых на поверхность по окончании операций гидроразрыва, до выпуска (сброса) этих вод. Кроме того, эти огромные количества воды перемещаются. Это усиливает воздействие на окружающую среду вследствие выбросов при строительстве дорожной сети и при транспортировке воды. Поэтому весьма желательно снизить потребление воды и увеличить повторное использование воды для операций гидравлического разрыва. Повторное использование воды означает обращение с водой, содержащей большое количество солей, таких, как NaCl, KCl, CaCl2, BaCl2 и т.д.
Патент US2009111716 описывает водорастворимые полимеры, в частности, полиэлектролиты, которые чувствительны к солям с точки зрения ухудшения реологических свойств при увеличении содержания солей, и предлагает решение для повышения стойкости водорастворимых полимеров к действию солей, в форме композиции, содержащей водорастворимый полимер, амфотерные ПАВы и неорганические соли, и ее применения в качестве жидкости для гидроразрыва. Фигура 8 в патенте US2009111716 показывает эффект 5 вес.% KCl на вязкость 0,3%-ного водного раствора анионной гуаровой смолы как функцию скорости сдвига. Вязкость без KCl меняется от 0,4 Па·с до 0,5 Па·с и для концентрации KCl 5 вес.% равна 0,09 Па·с при скорости сдвига 0,1 с-1. Таким образом, снижение составляет 75%. Добавление 2% указанного ПАВа позволяет повысить вязкость до 0,35 Па·с при 0,1 с-1 в присутствии 5 вес.% KCl. Однако этот патент не описывает, какова чувствительность смеси полимер/ПАВ в зависимости от концентрации KCl, к тому же добавление ПАВа является еще одной стадией в приготовлении жидкости для гидроразрыва.
P.E. Dresel и A.W. Rose (Pennsylvania Geological Survey, Fourth Series, Harrisburg, (2010) pp. 11-12, http://www.marcellus.psu.edu/resources/PDFs/brines.pdf) сообщают, что пластовую воду, присутствующую в месторождениях нефти и газа в Пенсильвании, сложно анализировать, так как иногда полученное количество является слишком низким, так что данных или нет, или они плохого качества.
P.E. Dresel и A.W. Rose (там же) также пишут, что содержание солей в пластовой воде в Пенсильвании может сильно колебаться от 7% (вес/об.) до 35% (вес/об.), даже на коротких расстояниях 2-3 километра, например, для точек 19 и 21 на диаграмме на с. 11, для концентрации натрия, меняющейся в интервале от 3 г/л до 17,4 г/л, и для концентрации кальция, меняющейся в интервале от 0,9 г/л до 6,1 г/л. Если считать, что натрий и кальций ассоциированы с хлоридом, который всегда является доминирующим анионом, колебания в терминах NaCl и CaCl2 составляют от 7,5 г/л до 44 г/л и от 2,5 г/л до 16,8 г/л, соответственно. Для этих точек 19 и 21 расчетное полное количество растворенных твердых веществ колеблется от 1% до 6,7%. Это значит, что выбрать содержание солей в жидкости для гидроразрыва сложно, и что обычная жидкость для гидроразрыва может иметь минерализацию, выраженную на полное содержание растворенных твердых веществ, меньше, чем у пластовой воды.
С одной стороны, лучше, чтобы содержание солей было не слишком низким, чтобы предотвратить в каком-либо месте пласта, достижимом скважинами, набухание глин, которое уменьшает проницаемость; с другой стороны, слишком высокое содержание солей означает уменьшение вязкости полиэлектролитами и ухудшенный перенос проппантов. В обоих случаях эффективность операций гидроразрыва снижается из-за солей, и требуется большое количество воды для разрыва. Было бы выгодно работать при высоком содержании солей, чтобы избежать набухания глин, благодаря добавкам, разжижающимся при сдвиге, способным выдерживать такие уровни минерализации.
Патент US2007213232 описывает добавление амина или спирта в вязкоупругий гель в целях повышения критической температуры, при которой вязкость начинает снижаться. Указывается, что это решение позволяет избавиться от соли при сохранении той же вязкости. Однако фигура 8 патента US2007213232 показывает чувствительность заявленных жидкостей к KCl в отношении вязкости при скорости сдвига 1 с-1.
WO2012/085415 описывает получение особых нитевидных частиц путем контролируемой радикальной эмульсионной полимеризации гидрофобных мономеров с использованием в качестве инициаторов живущих макроинициаторов на основе нитроксидов. Частицы могут быть сшитыми. Другим объектом, описанным в US2007213232, является прямой метод получения нитевидных частиц, который не требует применения органического сорастворителя. Указывается, что нитевидные полимерные агрегаты вызывают растущий интерес в биомедицинских приложениях в качестве систем для введения лекарств в организм. Эти нитевидные полимерные частицы проиллюстрированы на примере с 35 г/л NaCl в воде. Однако их применение для добычи нефти и газа из подземных хранилищ не описано.
Заявка WO2012/085473 описывает увеличение вязкости воды, введенной в скважину для интенсификации добычи углеводородов, благодаря использованию особых нитевидных полимерных частиц. Введенная водная фаза поддерживает давление в коллекторе и вытесняет углеводороды в направлении продуктивных скважин. Частицы могут быть сшитыми. Форма и структура нитевидных полимерных частиц согласно WO2012/085473 сохраняется в дисперсной среде, независимо от их концентрации в среде, колебаний ее pH или ее минерализации.
В примере, приведенном на фигуре 10, концентрация NaCl равна 35 г/л воды. Таким образом, документ WO2012/085473 сообщает, что форма и структура полимерных частиц не изменяется вплоть до уровня минерализации 35 г/л (3,5%) NaCl. Массовая доля частиц составляет от 100 ppm до 10000 ppm (то есть максимум 1%). Термин "рассол" используется, но без определения, так что неизвестно, каким будет поведение при большем количестве соли или при других солях и большем количестве частиц.
WO2012/085473 не показывает изменение реологических свойств в зависимости от концентрации соли, так как в этом документе сообщается, что форма и структура не изменяется при изменении соли. Документ WO2012/085473 заявляет способ усиление извлечения углеводородов. Это означает, что порода уже дает некоторые углеводороды, а заявленный метод повышает производительность. Способ согласно вышеуказанному изобретению осуществляется посредством полимерной добавки, причем указанную добавку смешивают с водой или рассолом при количестве добавки по меньшей мере 500 ppm и затем эту смесь нагнетают под давлением в породу.
Однако не указано, является ли давление достаточно высоким, чтобы разрушить подземные породы, и какие проппанты используются. Кроме того, упоминается применение нагнетательных и продуктивных скважин, однако не указывается, может ли каждая скважина альтернативно применяться для нагнетания водного раствора и добычи углеводородов.
Патент US8347960 описывает наземную электрокоагуляционную обработку возвращаемой воды или заборной воды, образующегося в результате процесса гидроразрыва, для удаления загрязняющих веществ, повторного использования воды и уменьшения перемещения воды. Этот способ позволяет повторное использование воды для последующих операций гидравлического разрыва. Однако указывается, что такие загрязнители как хлорид и натрий этим способом не удаляются. Другие загрязняющие вещества извлекаются из возвращаемой воды, но их необходимо утилизировать.
Таким образом, существует потребность в разжижающейся при сдвиге жидкости для гидроразрыва, содержащей проппанты, вязкость которой при низких скоростях сдвига (например 0,1-1 с-1) снижается медленнее, чем вязкость существующих жидкостей, или даже повышается, когда содержание в ней солей увеличивается до 30% (причем соли типично поступают с пластовой водой), при постоянной концентрации добавки, разжижающейся при сдвиге.
Эта более низкая чувствительность позволила бы повысить содержание таких солей, как, например, NaCl, KCl, CaCl2, BaCl2, и/или аммониевые соли, в жидкости для гидроразрыва при сохранении способности разжижаться при сдвиге. Кроме того, увеличилась бы плотность жидкости, что повысит давление в подземном пласте при постоянной производительности насоса и, следовательно, повысит эффективность гидроразрыва.
Более того, так как пластовая вода может иметь разную минерализацию в разных местах одного и того же подземного коллектора, так как пластовая вода смешивается с жидкостью для гидроразрыва, тем самым изменяя уровень ее минерализации, и так как минерализация будет иметь меньший эффект на вязкость свежей жидкости для гидроразрыва при низких скоростях сдвига (например, 0,1-1 с-1), чем для обычных жидкостей, то вязкость свежей жидкости для гидроразрыва будет снижаться меньше и, следовательно, способность свежей жидкости для гидроразрыва транспортировать проппанты внутрь трещин будет выше, и трещины останутся открытыми более широко, или это уменьшит количество воды и жидкостей для гидроразрыва, необходимое, чтобы обеспечить такие же количества и дебиты (добычу) углеводородов.
Эта пониженная чувствительность или обратная чувствительность (в случае увеличения вязкости при добавлении соли) также позволила бы повторно использование возвращаемой воды, представляющей собой смесь жидкости для гидроразрыва и пластовой воды, для дальнейших операций гидроразрыва, то есть в форме истинной операции рециркуляции:
1. Например, если начать с количества соли в жидкости для гидроразрыва, близкого к предполагаемому содержанию соли в пластовой воде, обычно высокому (выше 5 вес.%), вязкость возвращаемой жидкости существенно уменьшится из-за разбавления добавки, разжижающейся при сдвиге. Поэтому необходимо добавлять недостающую концентрацию разжижающейся при сдвиге добавки. В случае жидкости для гидроразрыва, соответствующей уровню техники, для которой вязкость уменьшается при увеличении содержания соли и разбавлении водой, относительная недостающая концентрация будет выше.
2. Например, если начать с меньшего количества соли в жидкости для гидроразрыва, чем предполагаемое содержание соли в пластовой воде, и использовать разжижающуюся при сдвиге добавку, имеющую обратную чувствительность к соли, вязкость возвращаемой жидкости будет уменьшаться из-за разбавления добавки, разжижающейся при сдвиге. Но этот эффект будет ограничен из-за повышения содержания соли, поступающей с пластовой водой, которое имеет тенденцию повышать вязкость.
После повышения вязкости в результате добавления добавок, повторное использование возвращаемой воды, образующейся от смешения известных жидкостей для гидроразрыва или от смешения жидкости для гидроразрыва, которая способна решить описанную выше проблему минерализации, с пластовой водой без удаления таких загрязняющих веществ как соли, было бы выгодным с нескольких точек зрения: расходуется меньше энергии, и эти загрязняющие вещества остаются в месте разрыва или ниже, тем самым ограничивается их распространение из-за транспортировки.
В случае отклоняющих составов, жидкостей для выравнивания профиля приемистости или для регулирования проницаемости, жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра, жидкостей для кислотного гидроразрыва существует такая же потребность в разжижающейся при сдвиге жидкости (содержащей гравий в случае жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра), вязкость которой при низких скоростях сдвига (от 0,1 до 1 с-1) снижалась бы медленнее, чем вязкость существующих жидкостей, или даже увеличивалась бы, когда содержание в ней солей повышается до 30% (причем эти соли типично поступают с пластовой водой), при постоянной концентрации добавки, разжижающейся при сдвиге.
Первым объектом настоящего изобретения является композиция, содержащая воду, растворенные соли, нитевидные полимерные частицы и твердые частицы. Соли могут быть минеральными солями, такими как соли, встречающиеся в подземной пластовой воде, как NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2, SrCl2, BaCl2, или синтезированными солями, такими как соли аммония. Твердые частицы могут быть особыми твердыми частицами, называемыми специалистами в данной области проппантами, представляющими собой мелкие неорганические частицы, например, частицы породы, как, например, песок, гравий, песок с покрытием, боксит, руды, отвалы, или металлические частицы. Синтез и структура нитевидных полимерных частиц описаны в заявках WO 2012/085415 и WO 2012/085473 и приводятся ниже.
Согласно одному предпочтительному варианту осуществления, в композиции по настоящему изобретению весовая доля нитевидных полимерных частиц составляет от 0,05% до 20% в расчете на вес композиции без твердых веществ и проппантов, а весовая доля растворенных солей варьирует от 0,1% до концентрации насыщения соли.
Согласно другому варианту осуществления, настоящее изобретение относится к композиции, содержащей воду, растворенные соли, нитевидные полимерные частицы и растворенные кислоты, какие описаны в настоящем документе выше. Растворенные соли могут быть минеральными солями, какие встречаются в подземной пластовой воде, например, с одновалентными, и/или двухвалентными, и/или трехвалентными ионами, такими, как NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2, SrCl2, BaCl2, или синтезированными солями, как соли аммония. Кислоты выбирают из соляной кислоты, фтористоводородной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты. Синтез и структура нитевидных полимерных частиц описаны заявках WO2012/085415 и WO2012/085473 и приводятся здесь ниже.
Нитевидные частицы имеют отношение длины к диаметру более 100, причем указанные частицы состоят из блок-сополимеров, синтезированных методом контролируемой радикальной эмульсионной полимеризации по меньшей мере одного гидрофобного мономера в присутствии водорастворимого макроинициатора.
Согласно первому варианту осуществления первых двух объектов изобретения, указанные частицы синтезируют, исходя из по меньшей мере одного гидрофобного мономера, в присутствии живущего макроинициатора, полученного из нитроксида.
Указанные нитевидные частицы типично получают в водной среде посредством синтеза указанных блок-сополимеров, осуществляемого путем нагрева реакционной смеси до температуры от 60°C до 120°C, причем доля гидрофильного макроинициатора в молекулярной массе конечного блок-сополимера составляет от 10% до 50%, и степень превращения гидрофобного мономера больше или равна 50%. Исходный pH водной среды может варьировать от 5 до 10. Этот прямой метод получения нитевидных частиц не требует использования органического сорастворителя.
"Живущий макроинициатор" является полимером, у которого по меньшей мере один конец способен повторно включаться в реакцию полимеризации при добавлении мономеров при подходящей температуре и подходящем давлении. Указанный макроинициатор предпочтительно получают путем контролируемой радикальной полимеризации (Controlled Radical Polymerization, CRP). "Водорастворимый макроинициатор" является полимером, который растворяется в воде и который содержит на конце химически активную группу, способную реинициировать радикальную полимеризацию.
Этот макроинициатор состоит в основном из гидрофильных мономеров, которые содержат одну или более групп, способных создавать водородные связи или вступать в ион-дипольное взаимодействие с водой. В случае полимеризации гидрофобного мономера будет образовываться амфифильный сополимер, у которого гидрофильный блок состоит из макроинициатора, а гидрофобный блок получается в результате полимеризации гидрофобного мономера или мономеров.
Согласно одному варианту осуществления, указанный заранее образованный водорастворимый макроинициатор добавляют в реакционную среду, содержащую по меньшей мере один гидрофобный мономер.
Согласно другой модификации в пределах первого варианта осуществления, указанный водорастворимый макроинициатор синтезируют в водной реакционной среде на предварительной стадии, без выделения образованного макроинициатора и без удаления остаточных гидрофильных мономеров. Этот второй вариант представляет собой реакцию полимеризации в одном сосуде ("one-pot" реакция).
Гидрофобные мономеры могут быть выбраны из следующих мономеров:
- винилароматические мономеры, такие, как стирол или замещенные стиролы,
- алкил-, циклоалкил- и арилакрилаты, такие, как метил-, этил-, бутил-, 2-этилгексил- или фенилакрилаты,
- алкил-, циклоалкил-, алкенил- или арилметакрилаты, такие, как метил-, бутил-, лаурил-, циклогексил-, аллил-, 2-этилгексил- или фенилметакрилаты, и
- винилпиридин.
Согласно одному предпочтительному воплощению, указанные нитевидные полимерные частицы получают:
- в водной среде при синтезе указанных блок-сополимеров, образующихся в результате нагревания реакционной среды до температуры 60-120°C,
- при использовании водорастворимого макроинициатора,
- доля гидрофильного макроинициатора в молекулярной массе конечного блок-сополимера составляет от 10% до 30%, и
- степень превращения гидрофобного мономера составляет по меньшей мере 50%,
- гидрофобный мономер выбран из винилароматических мономеров, и
- необязательно используется сшивающий сомономер, причем сшивающий мономер включает дивинилбензолы, тривинилбензолы, аллил(мет)акрилаты, диаллилмалеат, полиол(мет)акрилаты, алкиленгликоль ди(мет)акрилаты с 2-10 атомами углерода в углеродной цепи, 1,4-бутандмол ди(мет)акрилаты, 1,6-гександиол ди(мет)акрилаты и N,N’-алкиленбисакриламиды.
Эти гидрофобные мономеры добавляют в реакционную среду, которая содержит главным образом воду.
Доля гидрофильного макроинициатора в молекулярной массе конечного блок-сополимера предпочтительно составляет от 10 до 30 вес.%.
Реализация способа по изобретению дает нитевидные полимерные частицы, у которых массовая доля гидрофильных фрагментов, образующих блок-сополимер, меньше 25%.
Согласно одному варианту осуществления, когда в реакционную среду примешивают сшивающий агент, получают сшитые нитевидные частицы. Указанный сшивающий агент является сшивающим сомономером, отличным от вышеупомянутых гидрофобных мономеров.
Сшивающий сомономер представляет собой мономер, который вследствие своей химической активности по отношению к другим мономерам, присутствующим в полимеризационной среде, способен создавать трехмерную ковалентную сетку. С точки зрения химии, сшивающий сомономер обычно содержит по меньшей мере две полимеризующиеся этиленовые группы, которые в результате реакции способны создавать мостики между несколькими полимерными цепями.
Эти сшивающие сомономеры могут быть способными реагировать с ненасыщенными гидрофобными мономерами во время синтеза указанных частиц.
К сшивающим сомономерам относятся дивинилбензолы, тривинилбензолы, аллил(мет)акрилаты, диаллилмалеат, полиол(мет)акрилаты, такие как триметилолпропан три(мет)акрилаты, алкиленгликоль ди(мет)акрилаты, содержащие от 2 до 10 атомов углерода в углеродной цепи, такие как этиленгликоль ди(мет)акрилаты, 1,4-бутандиол ди(мет)акрилаты, 1,6-гександиол ди(мет)акрилаты, и N,N’-алкиленбисакриламиды, такие, как N,N’-метиленбисакриламид. Предпочтительно использовать в качестве сшивающего агента дивинилбензол или диметакрилат.
В нитевидных частицах согласно изобретению типично доля гидрофильного макроинициатора в молекулярной массе конечного блок-сополимера составляет от 10 вес.% до 50 вес.%. Как следует из наблюдений в просвечивающий электронный микроскоп (TEM), эти частицы могут иметь форму цилиндрических волокон с отношением длины к диаметру более 100; их диаметр неизменен по всей длине и больше или равен 5 нм, а их длина превышает 500 нм, предпочтительно больше 1 мкм, предпочтительно больше 5 мкм, еще более предпочтительно больше или равна 10 мкм. Согласно одному предпочтительному аспекту, нитевидные полимерные частицы являются цилиндрическими волокнами диаметром в диапазоне от 5 нм до 200 нм включительно, длиной от 500 нм до 200 мкм, предпочтительно больше 1 мкм, предпочтительно больше 5 мкм и еще лучше, больше или равной 10 мкм.
Нитевидные частицы согласно изобретению сохраняют свою форму и структуру в дисперсной среде, независимо от их концентрации в среде и/или от изменений ее pH или уровня минерализации.
Согласно второму варианту осуществления, указанные нитевидные частицы синтезируют радикальной RAFT-полимеризацией (от Reversible Addition Fragmentation Transfer=полимеризация с обратимой передачей цепи по механизму присоединения-фрагментации) в воде в присутствии макромолекулярного RAFT-агента (или RAFT-макроагента), являющегося гидрофильным.
Можно добавлять и другие добавки, такие как разжижающиеся при сдвиге водорастворимые полимеры, такие, например, как полисахариды, гуаровая смола, производные гуаровой смолы, содержащие гидропропильную, гидроксипропильную, гидроксибутильную, карбоксиметильную группы, сополимеры, содержащие акриламидные мономеры, частично гидролизованный полиакриламид, (со)полимеры, содержащие (мет)акриловые мономеры, поглотители кислорода, pH-буферы, смачиватели, пенообразователи, ингибиторы коррозии, пеногасители или противовспениватели, ингибиторы образования отложений, биоциды, сшивающие агенты, разрушители геля, неэмульгирующие агенты, понизители водоотдачи, антикоагулянты глин. Можно также вводить газ, такой, как азот и/или диоксид углерода, чтобы создавать пузырьки газа в жидкости для гидроразрыва.
Следующим объектом изобретения является применение вышеуказанных композиций в качестве жидкостей для воздействия на пласт в целях интенсификации добычи нефти, конденсата и газа, в качестве жидкостей для гидроразрыва, отклоняющих составов, жидкостей для выравнивания профиля приемистости или регулирования проницаемости, жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра, жидкостей для кислотного гидроразрыва.
На фиг.1 изображен график изменения вязкости водной композиции, содержащей 5% вес. несшитых нитевидных полимерных частиц.
На Фиг. 2 изображен график изменения вязкости водной композиции, содержащей 5 вес.% сшитых нитевидных полимерных частиц, водной композиции, содержащей 5 вес.% сшитых нитевидных полимерных частиц с 4% KCl, а также водной композиции, содержащей 5 вес.% сшитых нитевидных полимерных частиц с 4% KCl и 15% этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA).
Неожиданно было обнаружено, что вышеуказанные нитевидные полимерные частицы, которые использовались раньше в качестве добавки, разжижающейся при сдвиге, дают в воде растворы, которые разжижаются при сдвиге и имеют ограниченное уменьшение вязкости при сдвиге меньше или равном 1 с-1, когда содержание солей повышается до концентрации насыщения, или даже дают растворы, вязкость которых повышается, в зависимости от используемой соли. Концентрация насыщения определяется как концентрация, при которой появляются первые кристаллы твердой соли. Эти изменения вязкости выгодны также при концентрациях соли ниже насыщения, как, например 10-40 вес.%.
Низкая чувствительность вязкости к изменению минерализации при низких скоростях сдвига (например, ниже 1 с-1) для растворов, содержащих нитевидные полимерные частицы, позволяет увеличить содержание солей, таких, например, как NaCl, KCl, CaCl2, BaCl2, и солей аммония в жидкости для гидроразрыва при сохранении способности разжижения при сдвиге. Кроме того, увеличивается плотность жидкости, что повышает давление в подземном пласте при постоянной мощности закачки и, следовательно, повышает эффективность гидроразрыва.
Кроме того, так как пластовая вода может иметь разную минерализацию в разных местах одного и того же подземного коллектора, так как пластовая вода смешивается с жидкостью для гидроразрыва, изменяя тем самым ее минерализацию, и так как минерализация оказывает меньшее влияние на вязкость свежей жидкости для гидроразрыва при низких скоростях сдвига (например, ниже 1 с-1), чем для обычных жидкостей, то вязкость свежей жидкости для гидроразрыва снижается меньше и, следовательно, способность свежей жидкости для гидроразрыва транспортировать проппанты внутрь трещин выше, и трещины остаются открытыми более широко, или это уменьшает количество воды и жидкостей для гидроразрыва, необходимое, чтобы обеспечить равный объем добычи углеводородов.
Эта пониженная чувствительность или обратная чувствительность (в случае увеличения вязкости при добавлении соли) позволяет также повторное использование возвращаемой воды, представляющей собой смесь жидкости для гидроразрыва и пластовой воды, для дальнейших операций гидроразрыва, то есть в форме истинной операции рециркуляции:
1. Например, если начать с количества соли в жидкости для гидроразрыва, близкого к предполагаемому содержанию соли в пластовой воде, вязкость возвращаемой жидкости будет уменьшаться в основном из-за разбавления добавки, разжижающейся при сдвиге. Поэтому необходимо добавлять недостающую концентрацию разжижающейся при сдвиге добавки. В случае жидкости для гидроразрыва, соответствующей уровню техники, для которой вязкость уменьшается при увеличении содержания соли и разбавлении водой, относительная недостающая концентрация будет выше.
2. Например, если начать с меньшего количества соли в жидкости для гидроразрыва, чем предполагаемое содержание соли в пластовой воде, и использовать разжижающуюся при сдвиге добавку, имеющую обратную чувствительность к соли, вязкость возвращаемой жидкости будет уменьшаться из-за разбавления добавки, разжижающейся при сдвиге. Но этот эффект будет ограничен из-за повышения содержания соли, поступающей с пластовой водой.
Повторное использование возвращаемой воды без удаления загрязняющих веществ, таких как соли, выгодно с нескольких точек зрения: расходуется меньше энергии, и эти загрязняющие вещества остаются в месте разрыва или ниже, тем самым ограничивая их распространение из-за транспортировки воды. Таким образом, другим объектом настоящего изобретения является применение водной композиции, извлеченной через скважину из подземного пласта, в целях приготовления композиции по настоящему изобретению для получения жидкости для гидроразрыва подземного пласта.
В случае отклоняющих составов, жидкостей для выравнивания профиля приемистости или для регулирования проницаемости, жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра, жидкостей для кислотного гидроразрыва имеется то же преимущество в отношении эффективности разжижающейся при сдвиге жидкости (содержащей гравий в случае жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра), вязкость которой при низкой скорости сдвига (0,1-1 с-1) снижается медленнее, чем вязкость существующих жидкостей, или даже повышается, когда содержание в ней солей, типично поступающих с пластовой водой, повышается до 30 вес.%, при постоянной концентрации добавки, разжижающейся при сдвиге.
Другим объектом изобретения является жидкость для гидроразрыва, отклоняющий состав, жидкость для выравнивания профиля приемистости, жидкость для регулирования проницаемости, жидкость для намыва противопесочного гравийного фильтра, жидкость для кислотного гидроразрыва, содержащая вышеописанную композицию по настоящему изобретению. Изобретение относится также к применению описанной выше композиции по настоящему изобретению в качестве жидкости для гидроразрыва, а также к способу гидроразрыва подземного пласта с применением указанной композиции по настоящему изобретению.
Далее изобретение проиллюстрировано следующими примерами, которые не имеют целью ограничить искомый объем защиты.
Пример 1: Приготовление нитевидных полимерных частиц eg227 и eclr5-13.06
Этот пример подробно описывает синтез живущего сополимера метакриловой кислоты со стиролсульфонатом натрия, используемого в качестве макроинициатора, регулирующего агента и стабилизатора для синтеза бахромчатых частиц в форме сшитых фибриллярных мицелл блок-сополимера, один блок которого является сополимером метакриловой кислоты co стиролсульфонатом натрия, а другой блок сополимером н-бутилметакрилата со стиролом. Этот амфифильный сополимер синтезируют в одном реакционном сосуде без выделения промежуточных соединений (one-pot реакция).
Условия синтеза макроинициатора можно изменять (во время полимеризации: концентрацию стиролсульфоната натрия и pH), чтобы адаптировать и изменять состав макроинициатора.
Для этого смесь, содержащую 6,569 г метакриловой кислоты (0,84 моль/л воды или 0,79 моль/л), 1,444 г стиролсульфоната натрия (6,97·10-2 моль/л воды или 6,51·10-2 моль/л, так что f0,SS=0,076; где , 0,3594 г Na2CO3 (3,75·10-2 моль/л воды или 3,50·10-2 моль/л) и 87,1 г деминерализованной воды помещают в поток N2 при комнатной температуре на 15 мин. Параллельно растворяют 0,3162 г (9,18·10-3 моль/л воды или 8,57·10-3 моль/л) алкоксиамина BlocBuilder® MA (Arkema) в 3,3442 г 0,4M раствора гидроксида натрия (1,6 эквивалента относительно звеньев метакриловой кислоты в BlocBuilder® MA) и барботируют азот N2 в течение 15 мин.
Раствор BlocBuilder®-MA вводят в реактор при комнатной температуре и перемешивании на 250 об/мин. В реактор медленно вводят раствор мономера. В реакторе устанавливают давление 1,1 бар с помощью N2 в условиях перемешивания. За нулевой момент t=0 принимают время, при котором температура становится равной 60°C. Через 15 мин температура равна 65°C. В ходе этой реакции в колбу Эрленмейера вводят 18,01 г н-бутилметакрилата и 2,01 г стирола (содержание твердых веществ=24%) и смесь помещают в поток N2 при комнатной температуре на 10 мин.
Через 15 мин синтеза, то есть синтеза макроинициатора (сополимер метакриловой кислоты и стиролсульфоната натрия)-SG1, при атмосферном давлении и давлении азота 3 бар вводят вторую химически активную систему, содержащую гидрофильные мономеры, и перемешивают при 205 об/мин. Температуру полимеризации фиксируют на уровне 90°C.
Через 54 мин в реактор для сшивки волокон после их получения вводят 2,06 г этиленгликольдиметакрилата (f0,EGDMA =0,066 моль, где ) (содержание твердых веществ = 25%).
Отбор проб осуществляют через равные промежутки времени, чтобы определить кинетику полимеризации методом гравиметрии.
В таблице 1 приведены характеристики образца латекса, полученного на втором этапе синтеза наночастиц.
ТАБЛИЦА 1 | ||
Время (ч) | Конверсия (%) | pH |
0,25 | 6,4 | - |
0,58 | 34,6 | 4,41 |
0,9 | 66,1 | - |
1,25 | 88,7 | - |
3,0 | 94,9 | 4,54 |
Диаметры волокон, измеренные методом просвечивающей электронной микроскопии TEM (программа ImageJ), равны 45,3 нм. Использовался микроскоп JEOL 100 Cx II 100 кэВ с камерой высокого разрешения CDD Camera Keen View фирмы SIS.
Определение реологических свойств: растворы нитевидных полимерных частиц готовят при 40°C, используя водопроводную воду и различные соли. Сначала в водопроводную воду вводят соль, а затем раствор полимера, полученный при синтезе. Смесь осторожно перемешивают 60 мин при 40°C. Затем смесь выливают в устройство Куэтта (воздушный зазор 2 мм) реометра MCR301 Anton Paar и дают отстояться при 20°C. Затем смесь подвергают сдвигу, начиная со скорости 10-2 с-1 и заканчивая скоростью 103 с-1.
Во всех нижеследующих примерах дозировка полимера означает дозировку полимеру без воды, взявшейся из синтеза.
Пример 2: Водная композиция, содержащая 5 вес.% несшитых нитевидных полимерных частиц
Синтез водного раствора несшитых нитевидных полимерных частиц EG216 осуществляют по той же методике (смотри пример 1), что и сшитых частиц, но без сшивающего агента.
Композиция разжижается при сдвиге, как показано на фигуре 1.
Пример 3: Водная композиция, содержащая 5 вес.% несшитых нитевидных полимерных частиц с KCl, в сравнении с фиг. 8 документа US2007213232
Синтез водного раствора несшитых нитевидных полимерных частиц EG216 осуществляют по той же методике (смотри пример 1), что и сшитых частиц, но без сшивающего агента.
Определение реологических свойств осуществляют, как описано выше. Результаты представлены в таблице 2 ниже.
ТАБЛИЦА 2 | ||
Содержание KCl (вес.%) | Вязкость при 1 с-1 с 5% EG216 при 20°C (сП) | Сравнение: вязкость при 1 с-1 в случае EHAC/IPA 4,5% в воде при 40°C (US2007213232) (сП) |
Без добавки, водопроводная вода | 6690 | <300 |
1% | 5460 | 6000 |
4% | 3750 | 22000 |
12% | 2160 | - |
Композиция с 5 вес.% EG216 менее чувствительна к KCl, чем композиция с 4,5 вес.% смеси EHAC/IPA. В случае 4,5 вес.% смеси EHAC/IPA вязкость начинает снижаться при добавлении более 3 вес.% KCl.
Пример 4: Водные композиции, содержащие 5 вес.% несшитых нитевидных полимерных частиц без или с CaCl2 или с BaCl2
Раствор несшитых нитевидных полимерных частиц, ECL 13-04, готовят аналогично вышеописанному приготовлению EG216.
Определение реологических свойств осуществляют, как описано выше. Результаты представлены в таблице 3 ниже.
ТАБЛИЦА 3 | |
Композиция | Вязкость (Па·с) при 0,1 с-1 |
5% EG227 в водопроводной воде | 12 |
5% EG227+1% BaCl2+водопроводная вода | 20 |
5% EG227+12% BaCl2+водопроводная вода | 19 |
5% EG227+40% CaCl2+водопроводная вода | 13 |
Неожиданно оказалось, что ECL 13-04 позволяет сохранить или повысить вязкость при низкой скорости сдвига при количествах соли до 40%, в зависимости от соли. Об этом эффекте не сообщается и он даже не предполагается в документах WO 2012/085415 и WO 2012/085473.
Пример 5: Водная композиция, содержащая 5 вес.% сшитых нитевидных полимерных частиц с 4% KCl и 15% этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA)
EG227 можно считать ковалентным полимером вследствие сшивки, аналогично гуаровой смоле и ее производным. Неожиданно оказалось, что вязкость EG227 увеличивается при добавлении соли, вопреки тому, что говорится в US2009111716 про полиэлектролиты. Композиции являются разжижающимися при сдвиге, вязкость при низком сдвиге увеличивается при 4% KCl и, как показано на фигуре 2, не зависит от присутствия ингибитора образования отложений EDTA.
Пример 6: Водные композиции, содержащие 0,3 вес.% сшитых нитевидных полимерных частиц из водной композиция ECLR5-13,06, или с KCl, сравнение с US2009111716
Определение реологических свойств осуществляют, как описано выше. Результаты представлены в таблице 4 ниже.
ТАБЛИЦА 4 | |
Композиция | Вязкость (Па·с) при 0,1 с-1 |
0,3% ECLR5-13,06 в водопроводной воде | 0,11 |
0,3% ECLR5-13,06+5% KCl+водопроводная вода | 0,57 |
0,3% анионоактивной гуаровой смолы в водопроводной воде (US2009111716, фиг. 8) | 0,45 |
0,3% анионоактивной гуаровой смолы+5% KCl+водопроводная вода (US2009111716, фиг. 8) | 0,09 |
0,3% анионоактивной гуаровой смолы+2% BET-O-30+5% KCl+водопроводная вода (US2009111716, фиг. 8) | 0,35 |
Анионоактивная гуаровая смола подходит для применения с водопроводной водой для получения жидкости для гидроразрыва, в которой суспендированы твердые вещества. Но когда эта жидкость приходит в контакт с соленой подземной пластовой водой, она может потерять вязкость из-за увеличения содержания соли (на 75% при концентрации KCl в воде 5 вес.%) и из-за разбавления водой и, таким образом, потерять часть своей способности переносить проппанты в зоны с таким содержанием соли. Напротив, неожиданно оказалось, что в случае ECLR5-13,06 вязкость увеличивается в 5 раз при добавлении 5% KCl, так что риск потери способности переносить проппанты ниже, так как она зависит только от разбавления полимера водой. Это решение лучше, чем добавление BET-O-30, так как при этом не нужно иметь дело с еще одним химикатом, и вязкость является более высокой при меньшей дозировке.
Пример 7: Водная композиция, содержащая 5 вес.% сшитых нитевидных полимерных частиц, из водной композиции ECLR5-13,06 и BaCl2 или CaCl2
Определение реологических свойств осуществляют, как описано выше. Результаты представлены в таблице 5 ниже.
ТАБЛИЦА 5 | |||||
Композиция в водопроводной воде | 5% ECLR5-13,06 | 5% ECLR5-13,06+1% CaCl2 | 5% ECLR5-13,06+ 4% CaCl2 |
5% ECLR5-13,06+12% CaCl2 | 5% ECLR5-13,06+40% CaCl2 |
Вязкость (Па·с) при 0,1 с-1 | 66 | 160 | 100 | 181 | 100 |
Композиция | 5% ECLR5-13,06 | 5% ECLR5-13,06+1% BaCl2 | 5% ECLR5-13,06+4% BaCl2 | 5% ECLR5-13,06+40% BaCl2 |
Вязкость (Па·с) при 0,1 с-1 | 66 | 191 | 199 | 634 |
Неожиданно оказалось, что вязкость композиции с 5% ECLR5-13,06 и 40% CaCl2 или BaCl2 выше, чем в водопроводной воде. Это позволяет осуществлять гидроразрыв в зонах высокой минерализации, то есть при суммарном содержании растворенных твердых веществ выше 5%, более предпочтительно выше 10%. Кроме того, это облегчает использование возвращаемой воды, которая часто имеет высокую минерализацию и которую снова выкачивают на поверхность после операции гидроразрыва. Действительно, ее высокая минерализация не мешает ее применению в качестве новой жидкости для гидроразрыва с нитевидными полимерными частицами по изобретению. Таким образом, получается экономия наземной воды, которая заменяется пластовой водой в жидкости для гидроразрыва.
СОКРАЩЕНИЯ
AA | акриловая кислота |
CRP | контролируемая радикальная полимеризация |
DMF | диметилформамид |
DMSO | диметилсульфоксид |
EDGMA | этиленгликольдиметакрилат |
MAA | метакриловая кислота |
MABu | н-бутилметакрилат |
TEM | просвечивающая электронная микроскопия |
P4VP | поли(4-винилпиридин) |
PEGA | акрилат метилового эфира полиэтиленгликоля |
PNaA | полиакрилат натрия |
RAFT | полимеризация по механизму присоединения-фрагментации (Reversible Addition Fragmentation chain Transfer) |
SG1 | N-трет-бутил-N-[1-диэтилфосфоно(2,2-диметилпропил)] |
S или Sty | стирол |
SS | стиролсульфонат натрия |
n | число молей |
об/мин | оборотов в минуту |
f0,sty | начальная мольная доля стирола в смеси мономеров |
f0,SS | начальная мольная доля сульфоната натрия в смеси мономеров |
f0,DVP | начальная мольная доля дивинилбензола в смеси мономеров |
f0,EGDMA | начальная мольная доля этиленгликольдиметакрилата в смеси мономеров |
BlocBuilder®-MA: (N-(2-метилпропил)-N-(1-диэтилфосфоно-2,2-диметилпропил)-O-(2-карбоксилпроп-2-ил)гидроксиламин от фирмы Arkema.
Claims (18)
1. Композиция для воздействия на подземный пласт, содержащая воду, растворенные соли, нитевидные полимерные частицы и твердые частицы, отличные от нитевидных полимерных частиц, причем нитевидные полимерные частицы представляют собой цилиндрические волокна с диаметром от 5 нм до 200 нм включительно, и длиной от 500 нм до 200 мкм, причем указанные твердые частицы, отличные от нитевидных полимерных частиц, являются проппантами.
2. Композиция по п. 1, содержащая также растворенные кислоты.
3. Композиция по п. 1, причем нитевидные полимерные частицы представляют собой цилиндрические волокна с диаметром от 5 нм до 200 нм включительно, и длиной больше 1 мкм до 200 мкм, предпочтительно от 5 мкм до 200 мкм, и более предпочтительно больше или равную от 10 мкм до 200 мкм.
4. Композиция по п. 1, причем нитевидные полимерные частицы состоят из блок-сополимеров, полученных путем контролируемой радикальной эмульсионной полимеризации по меньшей мере одного гидрофобного мономера, осуществляемой в присутствии воды и водорастворимого макроинициатора на основе нитроксида, или синтезированных радикальной RAFT-полимеризацией (Reversible Addition Fragmentation Transfer, полимеризация с обратимой передачей цепи) по меньшей мере одного гидрофобного мономера, осуществляемой в присутствии воды и водорастворимого макромолекулярного RAFT-агента.
5. Композиция по п. 4, причем:
- указанные нитевидные полимерные частицы получены в водной среде при синтезе указанных блок-сополимеров, образующихся в результате нагревания реакционной среды до температуры 60-120°C,
- указанный макроинициатор является водорастворимым,
- доля молекулярной массы водорастворимого макроинициатора в конечном блок-сополимере составляет от 10% до 30%, и
- степень конверсии гидрофобного мономера составляет по меньшей мере 50%,
- гидрофобный мономер выбран из винилароматических мономеров, и
- необязательно используют сшивающий сомономер, причем сшивающий мономер включает дивинилбензолы, тривинилбензолы, аллил(мет)акрилаты, диаллилмалеат, полиол(мет)акрилаты, алкиленгликоль ди(мет)акрилаты с 2-10 атомами углерода в углеродной цепи, 1,4-бутандиол ди(мет)акрилаты, 1,6-гександиол ди(мет)акрилаты и N,N’-алкиленбисакриламиды.
6. Композиция по п. 5, причем гидрофобный мономер выбран из стирола, замещенных стиролов, алкилакрилатов, циклоалкилакрилатов, арилакрилатов, алкилметакрилатов, циклоалкилметакрилатов, арилметакрилатов и винилпиридина.
7. Композиция по п. 1, причем соли содержат одновалентные, и/или двухвалентные, и/или трехвалентные ионы.
8. Композиция по п. 1, причем весовая доля нитевидных полимерных частиц составляет от 0,05% до 20% в расчете на вес композиции без твердых частиц и проппантов, а весовая доля растворенных солей лежит в интервале от 0,1% до концентрации насыщения соли.
9. Композиция по п. 1, содержащая, дополнительно, поглотители кислорода, pH-буферы, смачиватели, пенообразователи, ингибиторы коррозии, пеногасители или противовспениватели, ингибиторы образования отложений, биоциды, сшивающие агенты, разрушители геля, неэмульгирующие агенты, понизители водоотдачи и/или пузырьки нагнетаемого газа.
10. Применение композиции по любому из пп. 1-9 в качестве жидкости для гидроразрыва.
11. Применение композиции по любому из пп. 1-9 вместе с водной композицией, извлеченной через скважину из подземного пласта, в качестве жидкости для воздействия на пласт для получения жидкости для гидроразрыва, отклоняющего состава, жидкости для выравнивания профиля приемистости, жидкости для регулирования проницаемости, жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра или жидкости для кислотного гидроразрыва.
12. Способ гидроразрыва подземного пласта с использованием композиции по любому из пп. 1-9.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR1361114 | 2013-11-14 | ||
FR1361114A FR3013055B1 (fr) | 2013-11-14 | 2013-11-14 | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
PCT/FR2014/052912 WO2015071607A1 (fr) | 2013-11-14 | 2014-11-14 | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de pétrole et de gaz |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016122997A RU2016122997A (ru) | 2017-12-19 |
RU2700148C2 true RU2700148C2 (ru) | 2019-09-12 |
Family
ID=50101993
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016122997A RU2700148C2 (ru) | 2013-11-14 | 2014-11-14 | Жидкая композиция для интенсификации добычи нефти или газа |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US10000689B2 (ru) |
EP (1) | EP3068843A1 (ru) |
CN (1) | CN105705608A (ru) |
CA (1) | CA2927071C (ru) |
FR (1) | FR3013055B1 (ru) |
RU (1) | RU2700148C2 (ru) |
WO (1) | WO2015071607A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106967410A (zh) * | 2017-01-20 | 2017-07-21 | 北京清水兰德油田技术服务有限公司 | 一种树脂悬浮剂组合物及其应用 |
CN108728076B (zh) * | 2018-05-29 | 2019-10-08 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 微乳纳米压裂增产剂及其制备方法 |
RU2709869C1 (ru) * | 2019-04-08 | 2019-12-23 | Акционерное общество "Полиэкс" (АО "Полиэкс") | Способ подготовки солянокислотного раствора для кислотной обработки скважины |
CN110578505B (zh) * | 2019-07-23 | 2020-10-30 | 重庆大学 | 基于纳米流体的钻进排渣和振荡压裂瓦斯抽采系统及方法 |
WO2021133377A1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel fluids for applications in downhole tools |
US11781057B2 (en) * | 2021-10-29 | 2023-10-10 | Saudi Arabian Oil Company | Amphiphilic block copolymer surfactant for attenuating acid reactivity during acid stimulation of carbonate rich reservoirs |
CN115059460B (zh) * | 2022-07-14 | 2024-05-03 | 重庆大学 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20060157248A1 (en) * | 2003-11-14 | 2006-07-20 | Hoefer Ann M | Well treatment with dissolvable polymer |
US20070089881A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Hutchins Richard D | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
FR2931153A1 (fr) * | 2008-05-19 | 2009-11-20 | Arkema France | Procede de preparation d'une dispersion de particules polymeriques en milieu aqueux |
US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
US20130252854A1 (en) * | 2010-10-14 | 2013-09-26 | Shunsuke Abe | Oil drilling auxiliary dispersion |
US20140039067A1 (en) * | 2010-12-23 | 2014-02-06 | Universite Pierre Et Marie Curie | Filamentous polymer particles and use thereof as rheology modifiers |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4488975A (en) | 1982-12-13 | 1984-12-18 | Halliburton Company | High temperature stable crosslinked gel fracturing fluid |
US4579670A (en) | 1984-03-26 | 1986-04-01 | Big Three Industries, Inc. | Control of crosslinking reaction rate of aqueous fracturing fluids |
US5305832A (en) | 1992-12-21 | 1994-04-26 | The Western Company Of North America | Method for fracturing high temperature subterranean formations |
US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
GB2406864A (en) | 2003-10-11 | 2005-04-13 | Schlumberger Holdings | Viscoelastic fluid with increased thermal stability and reduced salt concentration |
US7851415B2 (en) * | 2004-05-18 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive cementitious composites for well completions |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
US7781380B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids |
US20070207182A1 (en) * | 2006-03-06 | 2007-09-06 | Jan Weber | Medical devices having electrically aligned elongated particles |
CN101842552B (zh) | 2007-10-31 | 2014-06-04 | 罗迪亚公司 | 向水溶性聚合物中添加两性离子表面活性剂来提高聚合物在含盐和/或表面活性剂的水溶液中的稳定性 |
US8347960B2 (en) | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
FR2969619B1 (fr) | 2010-12-23 | 2013-01-04 | Arkema France | Particules polymeriques filamenteuses et procede de preparation desdites particules par polymerisation radicalaire controlee en emulsion. |
CN103015957B (zh) * | 2012-10-16 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 导流压裂方法 |
CN103013486B (zh) * | 2012-10-16 | 2015-04-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法 |
-
2013
- 2013-11-14 FR FR1361114A patent/FR3013055B1/fr active Active
-
2014
- 2014-11-14 CN CN201480062456.9A patent/CN105705608A/zh active Pending
- 2014-11-14 RU RU2016122997A patent/RU2700148C2/ru active
- 2014-11-14 CA CA2927071A patent/CA2927071C/fr active Active
- 2014-11-14 WO PCT/FR2014/052912 patent/WO2015071607A1/fr active Application Filing
- 2014-11-14 US US15/035,584 patent/US10000689B2/en active Active
- 2014-11-14 EP EP14809929.4A patent/EP3068843A1/fr not_active Withdrawn
-
2018
- 2018-01-25 US US15/879,832 patent/US10316241B2/en active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20060157248A1 (en) * | 2003-11-14 | 2006-07-20 | Hoefer Ann M | Well treatment with dissolvable polymer |
US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US20070089881A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Hutchins Richard D | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
FR2931153A1 (fr) * | 2008-05-19 | 2009-11-20 | Arkema France | Procede de preparation d'une dispersion de particules polymeriques en milieu aqueux |
US20130252854A1 (en) * | 2010-10-14 | 2013-09-26 | Shunsuke Abe | Oil drilling auxiliary dispersion |
US20140039067A1 (en) * | 2010-12-23 | 2014-02-06 | Universite Pierre Et Marie Curie | Filamentous polymer particles and use thereof as rheology modifiers |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2927071A1 (fr) | 2015-05-21 |
RU2016122997A (ru) | 2017-12-19 |
WO2015071607A1 (fr) | 2015-05-21 |
US20160272876A1 (en) | 2016-09-22 |
US20180148634A1 (en) | 2018-05-31 |
FR3013055B1 (fr) | 2020-05-15 |
FR3013055A1 (ru) | 2015-05-15 |
CN105705608A (zh) | 2016-06-22 |
EP3068843A1 (fr) | 2016-09-21 |
CA2927071C (fr) | 2018-03-20 |
US10000689B2 (en) | 2018-06-19 |
US10316241B2 (en) | 2019-06-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2700148C2 (ru) | Жидкая композиция для интенсификации добычи нефти или газа | |
US11781055B2 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
CN102741374B (zh) | 用于减少水堵和凝析油的表面活性剂和摩阻减低聚合物以及相关方法 | |
RU2492210C2 (ru) | Добавление цвиттерионного поверхностно-активного вещества к водорастворимому полимеру для повышения стабильности полимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества | |
US9315722B1 (en) | Methods for improving friction reduction in aqueous brine | |
US7956012B2 (en) | Oil field treatment fluids with viscosified brines | |
US10040987B2 (en) | Polymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
CA2732287A1 (en) | A process for achieving improved friction reduction in hydraulic fracturing and coiled tubing applications in high salinity conditions | |
US11608724B2 (en) | Associative polymer fluid with clay nanoparticles for proppant suspension | |
US9688908B2 (en) | Temperature-stable, electrolytic hydrogel and method for stimulating crude oil and natural gas deposits | |
US20170029692A1 (en) | Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt | |
WO2016137429A1 (en) | Crosslinked polymer compositions and methods for use in subterranean formation operations | |
US10259989B2 (en) | Well-treatment fluid, method for forming fracture, and method for isolating wellbore | |
WO2017171811A1 (en) | Enhancing proppant performance | |
Othman et al. | Chelating Agents Usage in Optimization of Fracturing Fluid Rheology Prepared from Seawater. Polymers 2021, 13, 2111 | |
CN113583653A (zh) | 新型含水压裂流体组合物和使用该组合物的压裂方法 |