RU2701675C2 - Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения - Google Patents
Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2701675C2 RU2701675C2 RU2016129201A RU2016129201A RU2701675C2 RU 2701675 C2 RU2701675 C2 RU 2701675C2 RU 2016129201 A RU2016129201 A RU 2016129201A RU 2016129201 A RU2016129201 A RU 2016129201A RU 2701675 C2 RU2701675 C2 RU 2701675C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salts
- acid
- copolymer
- edta
- iron
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 281
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 title claims description 125
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 title claims description 114
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 108
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 102
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 82
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 61
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 54
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 54
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 claims abstract description 21
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims abstract description 20
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 claims abstract description 18
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 claims abstract description 18
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract 10
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract 10
- 150000005323 carbonate salts Chemical class 0.000 claims abstract 10
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 95
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 78
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 20
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 18
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 claims description 18
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims description 4
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 claims description 4
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- HHLFWLYXYJOTON-UHFFFAOYSA-N glyoxylic acid Chemical compound OC(=O)C=O HHLFWLYXYJOTON-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WSMYVTOQOOLQHP-UHFFFAOYSA-N Malondialdehyde Chemical compound O=CCC=O WSMYVTOQOOLQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N Succinic aldehyde Chemical compound O=CCCC=O PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IZALUMVGBVKPJD-UHFFFAOYSA-N benzene-1,3-dicarbaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC(C=O)=C1 IZALUMVGBVKPJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 3
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910021575 Iron(II) bromide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229940046149 ferrous bromide Drugs 0.000 claims description 2
- 229960002089 ferrous chloride Drugs 0.000 claims description 2
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- GYCHYNMREWYSKH-UHFFFAOYSA-L iron(ii) bromide Chemical compound [Fe+2].[Br-].[Br-] GYCHYNMREWYSKH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- FZGIHSNZYGFUGM-UHFFFAOYSA-L iron(ii) fluoride Chemical compound [F-].[F-].[Fe+2] FZGIHSNZYGFUGM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229940118019 malondialdehyde Drugs 0.000 claims description 2
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 2
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims 1
- 229940054441 o-phthalaldehyde Drugs 0.000 claims 1
- ZWLUXSQADUDCSB-UHFFFAOYSA-N phthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1C=O ZWLUXSQADUDCSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 43
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 15
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N acetic acid Substances CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 84
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 12
- -1 ferrous compound Chemical class 0.000 description 10
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 9
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 9
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 6
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 6
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 5
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N Dialdehyde 11678 Chemical compound N1C2=CC=CC=C2C2=C1[C@H](C[C@H](/C(=C/O)C(=O)OC)[C@@H](C=C)C=O)NCC2 ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N 0.000 description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 4
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 4
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 4
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 4
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 3
- NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K iron(III) citrate Chemical group [Fe+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DYNFCHNNOHNJFG-UHFFFAOYSA-M 2-formylbenzoate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C=O DYNFCHNNOHNJFG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 241001012508 Carpiodes cyprinus Species 0.000 description 2
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 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
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical group CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229960002413 ferric citrate Drugs 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical class OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 125000005342 perphosphate group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000370 acceptor Substances 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 229910000318 alkali metal phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N edtmp Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011640 ferrous citrate Substances 0.000 description 1
- 235000019850 ferrous citrate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H iron(3+) sulfate Chemical compound [Fe+3].[Fe+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229910000360 iron(III) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- SHXXPRJOPFJRHA-UHFFFAOYSA-K iron(iii) fluoride Chemical compound F[Fe](F)F SHXXPRJOPFJRHA-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 235000011182 sodium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- HLWRUJAIJJEZDL-UHFFFAOYSA-M sodium;2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(carboxymethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O HLWRUJAIJJEZDL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000000935 solvent evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920006029 tetra-polymer Polymers 0.000 description 1
- FEONEKOZSGPOFN-UHFFFAOYSA-K tribromoiron Chemical compound Br[Fe](Br)Br FEONEKOZSGPOFN-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- CCVMLEHYQVSFOM-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[2-(prop-2-enoylamino)ethyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCNC(=O)C=C CCVMLEHYQVSFOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- 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
- C09K8/66—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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва подземного пласта. Жидкость для обработки скважины, содержащая мономеры акриламидного – АА полимера или сополимера, один или более сшивающих агентов – СА и одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений - ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой - АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов - КСЩМ, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот - ГК и лигносульфатов - ЛС. Жидкость для обработки скважины, содержащая водную дисперсию или эмульсию АА полимера или сополимера, один или более СА и одно или более ЖСС или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, КСЩМ, ГК и ЛС. Жидкость для обработки скважины, содержащая гель, содержащий АА полимер или сополимер, сшитый одним или более СА, и одно или более ЖСС или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, КСЩМ, ДТПА, ГК и ЛС. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины мономеров АА полимера или сополимера, одного или более СА и одного или более ЖСС или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более ЖСС, воды и одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, КСЩМ, ДТПА, ГК и ЛС. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины водной дисперсии или эмульсии АА полимера или сополимера, других указанных выше компонентов жидкости. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины геля, содержащего АА полимер или сополимер, сшитый одним или более СА, и остальных указанных выше компонентов. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, включающий получение: мономеров АА полимера или сополимер и остальных указанных компонентов и закачивание их с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление компонентов в трещине. Способ ГРПП, включающий получение водной дисперсии или эмульсии АА полимера или сополимера и остальных указанных компонентов и ЖСС или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, КСЩМ, ДТПА, ГК и ЛС, и закачивание их с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление их в трещине. Способ ГРПП, включающий получение геля, содержащего АА полимер или сополимер, сшитый одним или более СА, и ЖСС или композиции разжижителя, состоящей по существу из ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, КСЩМ, ДТПА, ГК и ЛС, и закачивание с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление в трещине. Способ ГРПП, включающий: получение любой из указанных выше жидкости и закачивание ее с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление ее в трещине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 10 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 3 ил.
Description
Перекрестная ссылка на родственную заявку
Настоящее изобретение испрашивает приоритет предварительной заявки на патент США №61/922,517, поданной 31 декабря 2013.
Область техники
Настоящее изобретение в целом относится к композициям и жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва.
Предшествующий уровень техники
При бурении, заканчивании и стимуляции нефтяных и газовых скважин в отверстия стволов скважин часто закачивают жидкости для обработки приствольной зоны под высоким давлением и при высокой скорости потока, что приводит к разрыву пласта породы, окружающей ствол скважины. Тип обработки скважин, обычно используемый для стимулирования добычи углеводородов из подземной зоны, через который проходит ствол скважины, представляет собой гидравлический разрыв пласта. Гидравлический разрыв пласта, называемый также гидроразрывом (или фрэкингом), используется для инициирования производства в низкопроницаемых коллекторах и для повторной стимуляции производства в старых добывающих скважинах. При гидроразрыве в скважину закачивают композицию жидкости под давлением, которое эффективно для образования разрывов в окружающей горной породе. Гидроразрыв используют как для открытия трещин, которые уже присутствуют в формации, так и для создания новых трещин.
Проппанты, такие как песок и керамика, используют для поддержания индуцированных трещин открытыми во время и после гидроразрыва пласта. Для помещения проппантов внутри трещины частицы проппанта суспендируют в жидкости, которую закачивают в подземную формацию. Как правило, эта жидкость имеет вязкость, достаточную для поддержания суспензии частиц.
Для идеальной эффективности жидкость гидроразрыва должна быть достаточно вязкой, чтобы создать трещину достаточной ширины и иметь возможность транспортировать большое количество проппантов в трещину. Для повышения вязкости в этих жидкостях можно использовать модификаторы реологии (загустители или повышающие вязкость агенты). Вязкость жидкости можно повысить или модифицировать путем добавления синтетических и/или натуральных полимеров. Примеры жидкостей, улучшенных полимерами, включают системы «скользкой воды» («slickwater») (жидкость гидроразрыва с пониженным трением), системы линейного геля и системы сшитого геля.
Система сшитого геля является более вязким типом жидкости гидроразрыва, используемой для транспортировки проппанта. В системах сшитого геля линейный полимер или гель, например жидкость на основе гуара или модифицированного гуара, сшивают с помощью добавляемых реагентов, таких как борат, цирконат и титанат, в присутствии щелочи. Наиболее распространенный вариант сшитого геля известен в данной области техники как гуар-боратный гель. При сшивании линейного полимера в жидкость сшитого геля вязкость жидкости возрастает и можно эффективно суспендировать проппанты.
После того, как жидкость гидроразрыва доставила проппант в трещину или доставила песок в операции гравийной набивки или гидроразрыва, совмещенного с установкой гравийного фильтра, часто желательно понизить вязкость жидкости гидроразрыва таким образом, чтобы эту жидкость можно было извлечь из пласта с использованием минимальной энергии. Удаление отработанных жидкостей гидроразрыва из подземного пласта, как правило, требуется для осуществления добычи углеводородов. Это снижение вязкости жидкости гидроразрыва часто достигается с помощью разжижителя, который разрушает сшивки в сшитых гелях.
Синтетические полимеры, например полиакриламидные (РАМ) полимеры, могут образовывать постоянный гель в кислой среде с металлическими сшивающими агентами, такими как комплексы на основе алюминия, хрома, циркония и титана. Такие гели могут быть использованы, например, для контроля соответствия требованиям в приложениях повышенной нефтеотдачи пластов (EOR), где последующее разрушение для значительного снижения вязкости не является необходимым. Однако, при применении жидкостей гидроразрыва кислотность пласта при гидроразрыве, как правило, не является высокой, и разрушение сшитого геля улучшает извлечение жидкости.
Сущность изобретения
В данном описании раскрыты жидкости для обработки скважины, содержащие первую композицию, содержащую мономеры акриламидного полимера или сополимера, или водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; вторую композицию, содержащую один или более сшивающих агентов; и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений. Также в данном описании раскрыты жидкости для обработки скважины, содержащие гелевую композицию и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений; где гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов. Также предложены способы обработки ствола скважины или гидроразрыва подземного пласта с использованием жидкости для обработки скважины. Способы обработки ствола скважины или гидроразрыва подземного пласта включают введение в ствол скважины: первой композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера, или водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов; и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений. Способ обработки ствола скважины или гидроразрыва подземного пласта включает введение в ствол скважины гелевой композиции и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; где гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов.
Данное изобретение будет более понятным при ссылке на следующее подробное описание различных признаков изобретения и примеров, включенных в данное раскрытие.
Краткое описание графических материалов
На фиг. 1 показаны результаты анализов вязкости для иллюстративных гелей в соответствии с вариантами осуществления изобретения и гуарового геля.
На фиг. 2 и 3 показано изменение вязкости для композиций, содержащих иллюстративные гели и иллюстративные гели в комбинации с иллюстративными разжижителями.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение предлагает определенные жидкости для обработки скважины и способы обработки ствола скважины или гидроразрыва подземного пласта. Жидкости и способы, в которых используют акриламидные полимеры или сополимеры, сшитые определенными сшивающими агентами, и композиции разжижителя, содержащие одно или более железосодержащих соединений, предназначены для использования в системах гидроразрыва. В частности, такие жидкости и способы могут быть использованы для доставки проппантов в трещины и для повышения извлечения жидкости в системах гидроразрыва. Иллюстративные жидкости и способы могут быть использованы для облегчения замены сшитого гуара в системах гидроразрыва с сопоставимой или улучшенной производительностью.
Полимерные и гелевые композиции
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов. В иллюстративных вариантах осуществления композиция представляет собой гелевую композицию. В иллюстративных вариантах осуществления гелевую композицию получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов. В иллюстративных вариантах осуществления гелевую композицию получают путем объединения водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов. В иллюстративных вариантах осуществления мономеры акриламидного полимера или сополимера можно получить в виде композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера. В иллюстративных вариантах осуществления водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера можно получить в виде композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера. В иллюстративных вариантах осуществления водная дисперсия или эмульсия акриламидного полимера или сополимера представляет собой тонкую водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера. В иллюстративных вариантах осуществления один или более сшивающих агентов можно получить в виде композиции, содержащей один или более сшивающих агентов. В иллюстративных вариантах осуществления каждый из мономеров акриламидного полимера или сополимера, и одного или более сшивающих агентов находятся в виде водных растворов, дисперсий или эмульсий.
Используемый в данном описании термин «акриламидный полимер» относится к гомополимеру акриламида и охватывает химически модифицированные полимеры акриламида (например, гидролизованные) после полимеризации.
Используемый в данном описании термин «акриламидный сополимер» относится к полимеру, содержащему акриламидный мономер и один или более сомономеров. Сомономер может быть анионным, катионным или неионным. В некоторых вариантах осуществления сомономер является гидрофобным. Акриламидный сополимер может быть немодифицированным или химически модифицированным. Иллюстративные, но не ограничивающие сомономеры включают акриловую кислоту, винилацетат, виниловый спирт и/или другие ненасыщенные виниловые мономеры.
В одном варианте осуществления акриламидный сополимер включает анионный сомономер. В некоторых вариантах осуществления анионный мономер выбирают из группы, состоящей из (мет)акриловой кислоты, солей (мет)акриловой кислоты с щелочными, щелочноземельными металлами и аммонием, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, солей 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты с щелочными, щелочноземельными металлами и аммонием, солей малеиновой кислоты, малеиновой кислоты с щелочными, щелочноземельными металлами и аммонием, и тому подобного.
В другом варианте осуществления изобретения акриламидный сополимер включает катионный сомономер. В некоторых вариантах осуществления изобретения катионный мономер выбирают из группы, состоящей из хлорида (мет)акриламидоэтилтриметиламмония, хлорида (мет)акриламидопропилтриметиламмония и тому подобного.
В другом варианте осуществления изобретения акриламидный сополимер включает неионный сомономер. В некоторых вариантах осуществления неионный мономер выбирают из группы, включающей (мет)акриламид, малеиновый ангидрид.
В иллюстративном варианте осуществления акриламидный сополимер включает акриламидный мономер и анионный сомономер, но не включает катионный сомономер.
В одном из вариантов осуществления акриламидный полимер или сополимер характеризуется зарядом от приблизительно 0% до приблизительно 40%, от приблизительно 5% до приблизительно 35%, от приблизительно 15% до приблизительно 30%, от приблизительно 15% до приблизительно 20% или от приблизительно 20% до приблизительно 30%. В одном из вариантов осуществления заряд находится в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 35% и придает особенно высокую вязкость, что обеспечивает существенную эффективность суспендирования. В другом варианте осуществления заряд находится в пределах от приблизительно 15% до приблизительно 20% и придает особенно высокую вязкость, что обеспечивает существенную эффективность суспендирования.
В другом варианте осуществления акриламидный полимер или сополимер характеризуется зарядом приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35% или приблизительно 40%. В иллюстративном варианте осуществления заряд представляет собой анионный заряд.
Диапазон заряда гелевой композиции, раскрытой в данном описании, является функцией заряда полиакриламидного сополимера, содержащего заряженные мономеры, или химически модифицированного полиакриламидного полимера или сополимера.
В конкретном варианте осуществления акриламидный сополимер содержит от приблизительно 30 до приблизительно 90, от приблизительно 40 до приблизительно 80, от приблизительно 50 до приблизительно 70 или приблизительно 60 мол. % акриламида.
В конкретном варианте осуществления изобретения массовое соотношение акриламидного мономера к одному или более сомономеров составляет приблизительно от 10:90 до 90:10.
В конкретном варианте осуществления изобретения акриламидный полимер или сополимер характеризуется степенью гидролиза от приблизительно 5 до приблизительно 10%, от приблизительно 10 до приблизительно 15%, от приблизительно 15 до приблизительно 20%, от приблизительно 20 до приблизительно 25%, от приблизительно 25 до приблизительно 30% или больше, чем приблизительно 30%. В более конкретном варианте осуществления акриламидный полимер или сополимер характеризуется степенью гидролиза приблизительно 15, приблизительно 16, приблизительно 17, приблизительно 18, приблизительно 19 или приблизительно 20%.
В одном из вариантов осуществления изобретения акриламидные полимеры или сополимеры являются диспергируемыми в воде.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения гелевую композицию, содержащую акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов, получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при pH в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, или от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0, или от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0.
В иллюстративных вариантах осуществления гелевую композицию, содержащую акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов, получают путем объединения водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при pH в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, или от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0, или от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0.
В иллюстративных вариантах осуществления композицию, содержащую акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов, получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при pH в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12 или от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0, или от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0.
В иллюстративных вариантах осуществления композицию, содержащую акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов, получают путем объединения тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при pH в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, или от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, и де молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0, или от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0.
В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимер или сополимер имеет средневесовую молекулярную массу, которая больше или равна приблизительно 0,5 миллиона г/моль. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимер или сополимер имеет средневесовую молекулярную массу в диапазоне от приблизительно 0,5 миллиона г/моль до приблизительно 30 миллионов г/моль.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения количество акриламидного полимера или сополимера, используемого в гелевой композиции, может изменяться в широких пределах в зависимости от конкретного используемого полимера, чистоты полимера и свойств, желательных в конечной композиции. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения количество полимера, используемого в композициях, находится в диапазоне от приблизительно 0,05 до приблизительно 5, от приблизительно 0,1 до приблизительно 3, от приблизительно 0,2 до приблизительно 2, или от приблизительно 0,3 до приблизительно 1 массовых процентов в пересчете на общую массу композиции.
Используемые в данном описании термины "полимер", "полимеры", "полимерные" и аналогичные термины используются в их обычном смысле, как понятно специалисту в данной области техники, и, таким образом, могут быть использованы здесь для обозначения или описания большой молекулы (или группы таких молекул), которая содержит повторяющиеся звенья. Полимеры могут быть получены различными способами, включая полимеризацию мономеров и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев в полимере-предшественнике. Полимер может быть "гомополимером", содержащим по существу одинаковые повторяющиеся звенья, полученным, например, полимеризацией конкретного мономера. Полимер может быть также "сополимером", состоящим из двух или более различных повторяющихся звеньев, полученным, например, сополимеризацией двух или более различных мономеров, и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев полимера-предшественника. Сополимер может быть "терполимером", содержащим три или более различных повторяющихся звеньев, полученным, например, сополимеризацией трех или более различных мономеров, и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев полимера-предшественника. Сополимер может быть "тетраполимером", содержащим четыре или более различных повторяющихся звеньев, полученным, например, сополимеризацией четырех или более различных мономеров, и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев полимера-предшественника.
В иллюстративных вариантах осуществления один или более сшивающих агентов включает неорганическое соединение, например соединение, содержащее цирконий, титан, хром, барий, кальций, марганец, цинк, никель, стронций, бор или их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения соединение представляет собой борную кислоту или борат. В иллюстративных вариантах осуществления неорганическое соединение представляет собой соединение, которое высвобождает многовалентные ионы металлов.
В иллюстративных вариантах осуществления один или более сшивающих агентов включает органическое соединение, например, глиоксаль, малоновый диальдегид, янтарный диальдегид, глутаровый альдегид, адипиновый альдегид, о-фталевый альдегид, м-фталевый альдегид, п-фталевый альдегид, любое подходящее диальдегидное соединение, полиэтиленимин, фенолоформальдегид, глиоксиловую кислоту или их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления один или более сшивающих агентов включает диальдегид, например глиоксаль, малоновый диальдегид, янтарный диальдегид, глутаровый альдегид, адипиновый альдегид, о-фталевый альдегид, м-фталевый альдегид, п-фталевый альдегид, любое подходящее диальдегидное соединение и их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения альдегид представляет собой глиоксаль.
В иллюстративных вариантах осуществления один или более сшивающих агентов используют для сшивания акриламидных звеньев полимера. В иллюстративных вариантах осуществления диальдегид используют для сшивания акриламидных звеньев полимера.
В одном варианте осуществления гелевая композиция включает акриламидный полимер или сополимер, сшитый глиоксалем. В конкретном варианте осуществления гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый глиоксалем, где акриламидный полимер или сополимер характеризуется зарядом в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 40% и придает особенно высокую вязкость, что обеспечивает существенную эффективность суспендирования. В одном из вариантов осуществления заряд находится в диапазоне от приблизительно 15% до приблизительно 20% и придает особенно высокую вязкость, что обеспечивает существенную эффективность суспендирования. В конкретном варианте осуществления заряд составляет приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35% или приблизительно 40%.
В другом варианте осуществления гелевая композиция содержит акриламидный сополимер, сшитый глиоксалем. В конкретном варианте осуществления гелевая композиция содержит акриламидный сополимер, сшитый глиоксалем, где акриламидный сополимер характеризуется зарядом в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 40% и придает особенно высокую вязкость, что обеспечивает существенную эффективность суспендирования. В одном из вариантов осуществления заряд находится в диапазоне от приблизительно 15% до приблизительно 20% и придает особенно высокую вязкость, что обеспечивает существенную эффективность суспендирования. В конкретном варианте осуществления заряд составляет приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35% или приблизительно 40%.
В иллюстративных вариантах осуществления молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера составляет более приблизительно 0,2, приблизительно 0,3, приблизительно 0,4, приблизительно 0,5, приблизительно 0,6, приблизительно 0,7, приблизительно 0,8, приблизительно 0,9, приблизительно 1,0, приблизительно 1,1, приблизительно 1,2, приблизительно 1,3, приблизительно 1,4, приблизительно 1,5, приблизительно 1,6, приблизительно 1,7, приблизительно 1,8, приблизительно 1,9, приблизительно 2,0. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения молярное отношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в интервале приблизительно больше, чем приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,5 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,0, от приблизительно 0,8 до приблизительно 2,0, от приблизительно 1,0 до приблизительно 2,0, от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0 или от приблизительно 1,0 до приблизительно 1,5. В конкретном варианте осуществления молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера составляет более приблизительно 1,0.
В иллюстративных вариантах осуществления гелевую композицию получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при pH более приблизительно 5,0, приблизительно 5,5, приблизительно 6,0, приблизительно 6,5, приблизительно 7,0, приблизительно 7,5, приблизительно 8,0, приблизительно 8,5, приблизительно 9,0, приблизительно 10,0, приблизительно 10,2, приблизительно 10,5, приблизительно 10,7, приблизительно 11 или приблизительно 11,5. В иллюстративных вариантах осуществления pH находится в пределах от приблизительно 5 до приблизительно 12, от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, от приблизительно 8,5 до приблизительно 11, от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, от приблизительно 10 до приблизительно 11 или от приблизительно 10,2 до приблизительно 10,7. В конкретном варианте осуществления pH составляет более приблизительно 9,0. Агенты, модифицирующие pH, которые могут быть использованы для изменения pH геля или композиции, из которой образуется гель, представляют собой любые подходящие агенты, модифицирующие pH, например основные соединения, которые являются инертными по отношению к полимеру и одному или более сшивающим агентам, например неорганические соединения, такие как гидроксиды или соли щелочных и щелочноземельных металлов, включая, но не ограничиваясь карбонатом или фосфатом щелочного металла.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения образование гелевой композиции или сшивание акриламидного полимера или сополимера, и одного или более сшивающих агентов происходит в течение менее, чем приблизительно 1 ч, приблизительно 40 минут, приблизительно 30 минут, приблизительно 20 минут, приблизительно 10 минут, приблизительно 5 минут, приблизительно 2 минут или приблизительно 1 минуты.
В иллюстративных вариантах осуществления композиции или гелевые композиции в соответствии с вариантами осуществления имеют комплексную вязкость, которая больше или равна приблизительно 100 сП при приблизительно 100 сек-1.
В иллюстративных вариантах осуществления способ получения гелевой композиции включает объединение или приведение в контакт акриламидного полимерного или сополимерного компонента со сшивающим компонентом в водной среде при pH в интервале от приблизительно 5 до приблизительно 12 или от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, где молярное отношение одного или более сшивающих агентов в сшивающем компоненте к мономерам акриламидного полимера или сополимера в акриламидном полимерном или сополимерном компоненте находится в интервале приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0 или от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0, при температуре и в течение периода времени, достаточного для получения гелевой композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимерный или сополимерный компонент включает в себя или находится в форме тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимерный или сополимерный компонент включает или находится в форме мономеров акриламидного полимера или сополимера в растворе, дисперсии или эмульсии. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимерный или сополимерный компонент содержит приблизительно 0,4 масс. % акриламидного полимера или сополимера в растворе, дисперсии или эмульсии.
В иллюстративных вариантах осуществления сшивающий компонент включает в себя или находится в форме одного или более сшивающих агентов в водном растворе. В иллюстративных вариантах осуществления сшивающий компонент содержит от приблизительно 0,06 до приблизительно 0,7 масс. % одного или более сшивающих агентов в водном растворе. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимерный или сополимерный компонент и сшивающий компонент, каждый независимо, доводят до pH в интервале от приблизительно 5 до приблизительно 12 или от приблизительно 7,5 до приблизительно 11 перед стадией объединения или приведения в контакт компонентов.
В иллюстративных вариантах осуществления водная среда включает в себя или находится в форме водного раствора, водной эмульсии, водной дисперсии или водной суспензии.
В иллюстративных вариантах осуществления способ получения гелевой композиции включает объединение или приведение в контакт мономеров акриламидного полимера или сополимера, или тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера, с одним или более сшивающих агентов в водном растворе при pH в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, в котором молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в интервале приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0 или от 0,2 до приблизительно 2,0, при температуре и в течение периода времени, достаточного для получения гелевой композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления акриламидный полимерный или сополимерный компонент получают путем фрагментирования, встряхивания или перемешивания акриламидного полимера или сополимера в водной среде до получения тонкой дисперсии или эмульсии. В иллюстративных вариантах осуществления pH тонкой водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера регулируют по желанию, например, доводят pH до диапазона от приблизительно 5 до приблизительно 12, от приблизительно 7,5 до приблизительно 11.
В иллюстративных вариантах осуществления стадия объединения или приведения в контакт акриламидного полимерного или сополимерного компонента со сшивающим компонентом в водном растворе включает фрагментирование, встряхивание или перемешивание компонентов с образованием тщательно перемешанной смеси или гелевой композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления регистрируют конечное pH смеси или гелевой композиции и тестируют на вязкость с использованием вискозиметра (например, Grace Instrument М5600 НРНТ Viscometer или Grace М3600 Viscometer).
В иллюстративных вариантах осуществления гелевую композицию получают при температуре выше или равной приблизительно 20°С, приблизительно 30°С, приблизительно 40°С, приблизительно 50°С, приблизительно 60°С, приблизительно 70°С, приблизительно 80°С или приблизительно 90°С. В иллюстративных вариантах осуществления гелевую композицию получают в течение периода времени от приблизительно 1 минуты до приблизительно 24 часов, от приблизительно 5 минут до приблизительно 2 часов или от приблизительно 10 минут до приблизительно 1 часа.
В иллюстративных вариантах осуществления для получения полимеров, описанных в настоящем документе, можно использовать эмульсионную полимеризацию.
Разжижители
Используемый в данном описании термин "разжижитель" относится к любому соединению или смеси соединений, которые снижают вязкость жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель представляет собой железосодержащее соединение, например, соединение двухвалентного железа, соль двухвалентного железа, соединение трехвалентного железа или соль трехвалентного железа. В иллюстративных вариантах осуществления соль двухвалентного железа представляет собой, например, соль двухвалентного железа, имеющую органический анион, соль двухвалентного железа, имеющую неорганические анионы, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель или соль двухвалентного железа представляет собой хлорид двухвалентного железа, бромид двухвалентного железа, фторид двухвалентного железа, сульфат двухвалентного железа, сульфат аммония и двухвалентного железа и их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель в виде соли двухвалентного железа содержит сульфат двухвалентного железа.
В иллюстративных вариантах осуществления соль трехвалентного железа представляет собой, например, соль трехвалентного железа, имеющую органический анион, соль трехвалентного железа, имеющую неорганический анион, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления соль трехвалентного железа представляет собой, например, соль трехвалентного железа, имеющую органический анион, соль трехвалентного железа, имеющую неорганический анион, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель или соль трехвалентного железа представляет собой цитрат трехвалентного железа, хлорид трехвалентного железа, бромид трехвалентного железа, фторид трехвалентного железа, сульфат трехвалентного железа, а также их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель в виде соли трехвалентного железа содержит цитрат трехвалентного железа.
В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель может быть использован или объединен с другими разжижителями, например, с сульфатом аммония, персульфатом аммония, с ферментами, соединениями меди, этиленгликолем, гликолевыми эфирами и их комбинациями. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель содержит цитрат двухвалентного железа в сочетании с персульфатом аммония. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель содержит сульфат двухвалентного железа в сочетании с персульфатом аммония.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения иллюстративной гелевой композиции или акриламидного полимера или сополимера, как описано в настоящем документе. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель может быть использован для уменьшения вязкости иллюстративной гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения гелевой композиции или акриламидного полимера или сополимера на олигомерные фрагменты.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя может состоять по существу из одного или более железосодержащих соединений или может дополнительно содержать одно или более железосодержащих соединений, растворителей, разбавителей, других разжижителей и/или других подходящих добавок.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя может содержать или ее можно использовать в сочетании с одним или более соединений или агентов, которые могут усиливать или повышать эффективность композиции разжижителя, например, с соединениями-усилителями. Иллюстративные соединения-усилители могут быть использованы для повышения скорости разрушения по сравнению со скоростью разрушения соединения или композиции разжижителя в отсутствие соединений-усилителей. Например, соединения-усилители включают в себя, но не ограничиваются этим, мочевину, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТА), соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, например натриевые соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, или другие хелатирующие агенты, такие как лимонная кислота, аминотрикарбоновая кислота и ее соли, полифосфонатные и полифосфатные соединения, борная кислота и ее соли, карбонатные соли щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусная кислота (ДТПА), гуминовые кислоты и лигносульфаты. Полифосфонаты включают, например, этилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту); 1-гидроксиэтилиден-1, 1-дифосфоновую кислоту и аминотри(метиленфосфоновую кислоту) и их соли. Примеры полифосфатов включают аддукты, полученные путем реакции многоатомных растворителей, таких как глицерин и этиленгликоль, с P2O5 с образованием смесей полифосфатов. В конкретном варианте осуществления соединение-усилитель представляет собой мочевину, ЭДТА или соль ЭДТА. В другом конкретном варианте осуществления соединение-усилитель представляет собой натриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Жидкости для обработки скважин
В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит: первую композицию, содержащую мономеры акриламидного полимера или сополимера; вторую композицию, содержащую один или более сшивающих агентов; и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит: первую композицию, содержащую водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; вторую композицию, содержащую один или более сшивающих агентов; и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит гелевую композицию в соответствии с вариантами осуществления изобретения и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины дополнительно содержит воду, где вода выбрана из пресной воды, соленой воды, пены на водной основе, водно-спиртовых смесей, а также их комбинаций.
В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины может дополнительно содержать, или может быть добавлена в ствол скважины в сочетании с pH модификатором. В иллюстративных вариантах осуществления pH модификатором может быть любой подходящий pH модификатор и он может быть в форме водного раствора, например, водного раствора, содержащего основание, кислоту, pH-буфер или любую их комбинацию. В иллюстративных вариантах осуществления pH модификатор представляет собой смесь карбоната калия и гидроксида калия или смесь бикарбоната натрия и карбоната натрия. В иллюстративных вариантах осуществления pH модификатор используют в количестве, достаточном (или в количестве, которое вычислено, что оно является достаточным) для получения раствора в скважине с pH в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, от приблизительно 7,5 до приблизительно 11. В иллюстративных вариантах осуществления pH модификатор присутствует в количестве, достаточном (или в количестве, которое вычислено, что оно является достаточным) для получения гелевой композиции in-situ (на месте), содержащей акриламидный полимер или сополимер.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины дополнительно содержит или может быть использована в комбинации с соединениями или агентами, которые могут усиливать или повышать эффективность композиции разжижителя, т.е. с соединениями-усилителями.
В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины может дополнительно включать другие загустители, другие понизители трения, боратные соли, проппанты, кислоты, хлорид натрия, эмульгаторы, карбонаты натрия и калия, биоциды, соединения против образования отложений, антикоррозионные соединения или другие подходящие добавки.
В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины, возможно, содержит проппант, например природные или синтетические проппанты, включая, но не ограничиваясь этим, стеклянные бусины, керамические бусины, песок, гравий и боксит. Типичные проппанты могут быть покрыты химическими веществами или могут содержать химические вещества; можно использовать более одного последовательно или в смесях разных размеров или разных материалов. Проппант может быть покрытой смолой (отверждаемой) или предварительно отвержденной покрытой смолой. Проппант может иметь любую подходящую форму, включая по существу сферические материалы, волокнистые материалы, полигональные материалы (такие как кубические материалы), а также их комбинации. В одном из вариантов осуществления проппант представляет собой проппант с пониженной плотностью.
В иллюстративных вариантах осуществления мономеры акриламидного полимера или сополимера используют в количестве от приблизительно 0,005% до приблизительно 5%, от 0,01% до приблизительно 1% или от 0,05% до приблизительно 0,5% от объема жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления используют один или более сшивающих агентов в количестве от приблизительно 0,01% до приблизительно 1% от объема жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления используют одно или более железосодержащих соединений в количестве от 0,005% до приблизительно 0,05% или от приблизительно 0,075% до приблизительно 0,02% от объема жидкости для обработки скважины.
В иллюстративных вариантах осуществления в жидкость для обработки скважины можно добавлять понизители трения, загустители, другие разжижители, проппанты и/или другие добавки, используемые в нефтяной промышленности и известные в данной области техники. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины может дополнительно включать в себя кислоты, соляную кислоту, уксусную кислоту, хлорид натрия, этиленгликоль, соединения против образования отложений, карбонат натрия, карбонат калия, биоциды, боратные соли, ингибиторы коррозии, лимонную кислоту, неэмульгаторы, эмульгаторы, средства контроля минералов, замедляющие добавки, агенты, суспендирующие осадки, добавки от обратного выноса, изопропанол, метанол и их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей, представляющих собой гидратируемый полимер, например галактоманнановые камеди, гуары, дериватизированные гуары, целлюлозу и производные целлюлозы, крахмал, производные крахмала, ксантан, дериватизированный ксантан и их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гуаровой камеди, производного гуаровой камеди, смолы рожкового дерева, велановой камеди, камеди карайи, ксантановой камеди, склероглюкана, диутана, целлюлозы, производных целлюлозы и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гидроксипропилгуара (HPG), карбоксиметилгидроксипропилгуара (CMHPG), гидроксиэтилцеллюлозы (НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (СМНЕС), карбоксиметилцеллюлозы (CMC), диалкилкарбоксиметилцеллюлозы и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель выбран из группы, состоящей из фосфоманнанов, склероглюканов, декстранов и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины не содержит одного или более веществ из группы, состоящей из: галактоманнановых камедей, гуаров, дериватизированных гуаров, целлюлозы и производных целлюлозы, крахмала, производных крахмала, ксантана и производного ксантана.
В иллюстративных вариантах осуществления загуститель может быть в виде сухого порошка, находящегося (суспендированного) в жидкости или растворенного в жидкости.
Используемые в настоящем описании термины "жидкость для обработки скважины", "жидкость под давлением» или «жидкость гидроразрыва» относятся к жидкой композиции, которая полезна в нефтепромысловых применениях, включая, например, гидроразрыв низкого объема, гидроразрыв большого объема, гидроразрыв со «скользкой водой» и стимуляцию скважины; для нефтяных, газовых или геотермальных скважин, а также для связанной с ними очистки. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины также может представлять собой водную жидкость, гель, пену или жидкость на основе «скользкой воды». В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины также имеет достаточную вязкость для облегчения гидроразрыва пласта.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины используют при гидроразрыве перед, с или после других жидкостей для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки ствола скважины может быть использована при любой обработке скважины, где требуется повышение вязкости, включая, но не ограничиваясь операциями стимуляции и заканчивания. Например, жидкость для обработки ствола скважины можно использовать для применения в системах гидроразрыва. В этих применениях жидкость гидроразрыва, т.е. жидкость для обработки скважины, может быть приготовлена в виде гелеобразной жидкости, вспененной жидкости, кислых жидкостей, воды с хлоридом калия и тому подобного. Жидкость вводят под давлением, эффективном для создания одной или более трещин в подземном пласте. В зависимости от типа используемой жидкости для обработки скважины в жидкость гидроразрыва можно также добавлять различные добавки для изменения физических свойств жидкости или для придания определенной полезной функции. В одном из вариантов осуществления изобретения добавляют проппант, такой как песок или другой твердый материал, для поддержания трещин открытыми после операции гидроразрыва. Кроме того, можно добавлять понизители водоотдачи для частичного закупоривания более пористых участков пласта, так что разрыв пласта происходит в менее пористых участках. Другие нефтепромысловые добавки, которые также можно добавлять в жидкость гидроразрыва, включают пеногасители, ингибиторы образования отложений, акцепторы H2S и/или O2, биоциды, сшивающие агенты, агенты, снижающие поверхностное натяжение, разжижители, буферы, поверхностно-активные вещества и неэмульгаторы, фтороуглеродные поверхностно-активные вещества, стабилизаторы глины, понизители водоотдачи, пенообразователи, понизители трения, стабилизаторы температуры, закупоривающие агенты, стабилизаторы сланцев и глины, ингибиторы парафинов/асфальтенов, ингибиторы коррозии.
В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины может дополнительно содержать дополнительные добавки, включая, но не ограничиваясь этим, кислоты, добавки, регулирующие водоотдачу, газ, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, катализаторы, агенты контроля глины, биоциды, понизители трения, их комбинации и тому подобное. Например, в некоторых вариантах осуществления может быть желательно вспенивать композицию длительного хранения с использованием газа, такого как воздух, азот или диоксид углерода.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины можно добавлять в ствол скважины на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения.
Способы
В иллюстративных вариантах осуществления способ обработки ствола скважины включает введение в скважину: первой композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов; и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления способ обработки ствола скважины включает введение в ствол скважины: первой композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов; и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины, по существу, одновременно с введением первой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления первую композицию и композицию разжижителя смешивают и вводят в ствол скважины. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины, по существу, одновременно с введением первой и второй композиций. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины после введения первой и второй композиций, например, после задержки. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины после введения первой и второй композиций, например, сразу же после введения первой и второй композиций или без задержки. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины перед введением первой и второй композиций. В иллюстративных вариантах осуществления сначала в ствол скважины вводят композицию разжижителя, затем вводят первую композицию после введения композиции разжижителя и затем вводят вторую композицию после введения первой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления введение композиции, описанной в настоящем документе, осуществляют непосредственно после введения другой композиции, например, без задержки. В иллюстративных вариантах осуществления введение композиции, описанной в настоящем документе, осуществляют после введения другой композиции через приблизительно 5 минут, приблизительно 4 минуты, приблизительно 3 минуты, приблизительно 2 минуты или приблизительно через 1 минуту.
В иллюстративных вариантах осуществления способ обработки ствола скважины включает введение в ствол скважины гелевой композиции в соответствии с вариантами осуществления изобретения и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления предварительно получают гелевую композицию, а затем вводят в ствол скважины. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины, по существу, одновременно с введением гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины после введения гелевой композиции, например, после задержки. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя вводят в ствол скважины перед введением гелевой композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления способ обработки ствола скважины включает введение в ствол скважины жидкости для обработки ствола скважины в соответствии с вариантами осуществления изобретения.
В иллюстративных вариантах осуществления способ обработки ствола скважины включает: введение в ствол скважины композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера; введение в ствол скважины композиции, содержащей один или более сшивающих агентов; и введение в ствол скважины pH модификатора в количестве, достаточном (или в количестве, которое вычислено, что оно является достаточным) для получения pH раствора в скважине в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, для получения гелевой композиции in-situ, содержащей акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов; и введение в ствол скважины композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений.
В иллюстративных вариантах осуществления способ обработки ствола скважины включает: введение в ствол скважины композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; введение в ствол скважины композиции, содержащей один или более сшивающих агентов; и введение в ствол скважины pH модификатора в количестве, достаточном (или в количестве, которое вычислено, что оно является достаточным) для получения pH раствора в скважине в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, от приблизительно 7,5 до приблизительно 11, для получения гелевой композиции in-situ, содержащей акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов; и введение в ствол скважины композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений.
В иллюстративных вариантах осуществления композицию, содержащую мономеры акриламидного полимера или сополимера, композицию, содержащую один или более сшивающих агентов, композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений, и pH модификаторы или агенты вводят в ствол скважины по отдельности, одновременно или любой их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления композицию, содержащую водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера, композицию, содержащую один или более сшивающих агентов, композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений и pH модификаторы или агенты, вводят в ствол скважины по отдельности, одновременно или в любой их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления гель, композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений, pH модификаторы или агенты вводят в скважину по отдельности, одновременно, или в любой их комбинации.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая мономеры акриламидного полимера или сополимера, включает pH модификаторы. В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера, включает pH модификаторы. В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая один или более сшивающих агентов, или сшивающий компонент, включает pH модификаторы. В иллюстративных вариантах осуществления гелевая композиция включает pH модификаторы. В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая мономеры акриламидного полимера или сополимера, и композиция, содержащая один или более сшивающих агентов, могут быть объединены, а затем введены в ствол скважины до или после введения pH модификаторов. В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера, и композиция, содержащая один или более сшивающих агентов, могут быть объединены, а затем введены в ствол скважины до или после введения pH модификаторов.
В иллюстративных вариантах осуществления pH модификаторы включают в себя один или более типов pH модификаторов и могут быть в виде водного раствора, например, водного раствора, содержащего основание, кислоту, pH-буфер или любую их комбинацию. В иллюстративных вариантах осуществления pH модификатор представляет собой смесь карбоната калия и гидроксида калия или смесь бикарбоната натрия и карбоната натрия.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая мономеры, или водная дисперсия или эмульсия акриламидного полимера или сополимера может содержать от приблизительно 0,05 до приблизительно 5% или от приблизительно 0,2 до приблизительно 5% по массе мономеров или полимера, в расчете на общую массу композиции. В иллюстративных вариантах осуществления композиция, содержащая один или более сшивающих агентов, может содержать достаточное количество одного или более сшивающих агентов, чтобы обеспечить отношение сшивающего агента к мономерам от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0 или от приблизительно 0,2 до приблизительно 2,0. Соответственно, достаточные количества могут быть определены на основании расчетов, которые включают предположения о скважинных условиях. Наличие геля в скважине может быть определено на основании показателей, отличных от реологических измерений.
В иллюстративных вариантах осуществления способы, композиции и жидкости для обработки скважины, описанные здесь, могут быть использованы для проведения различных подземных обработок, включая, но не ограничиваясь этим, операции бурения, гидроразрыва и операции заканчивания (например, засыпку гравием). В иллюстративных вариантах осуществления способы, композиции и жидкости для обработки скважины можно использовать для обработки части подземного пласта. В иллюстративных вариантах осуществления способы, композиции и жидкости для обработки скважины можно вводить в ствол скважины, который проходит через подземную формацию. В иллюстративных вариантах осуществления способы, композиции и жидкости для обработки скважины можно использовать для гидроразрыва.
Способы, композиции и жидкости для обработки ствола скважины в соответствии с описанными вариантами осуществления изобретения могут быть использованы в любой подземной обработке по желанию. Такие подземные обработки включают, но не ограничиваются этим, операции бурения, стимуляции и операции заканчивания. Обычные специалисты в данной области техники с использованием данного описания смогут распознать подходящую подземную обработку, где может быть желательно снижение трения.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки ствола скважины, композиции и способы можно использовать в пресной воде, соленой воде или солевых растворах, либо их можно вводить в пресную воду, соленую воду или солевые растворы.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки ствола скважины, композиции и способы можно использовать в интервале температур от приблизительно 20°С до приблизительно 205°С, от приблизительно 50°С до приблизительно 200°С или от приблизительно 70°С до приблизительно 200°С.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение жидкости для обработки ствола скважины в соответствии с вариантами осуществления изобретения и помещение жидкости для обработки ствола скважины в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение первой композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и помещение этих композиций в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение первой композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и помещение этих композиций в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение гелевой композиции, описанной здесь, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и помещение этих композиций в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение жидкости для обработки ствола скважины в соответствии с вариантами осуществления изобретения, закачивание жидкости для обработки ствола скважины или гелевой композиции, таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте и оставить в трещине жидкость для обработки ствола скважины или гелевую композицию.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение первой композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; закачивание этих композиций, таким образом, чтобы сформировать или расширить трещину в подземном пласте и оставить в трещине эти композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение первой композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; закачивание этих композиций, таким образом, чтобы сформировать или расширить трещину в подземном пласте и оставить в трещине эти композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает: получение гелевой композиции, описанной здесь, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; закачивание этих композиций, таким образом, чтобы сформировать или расширить трещину в подземном пласте и оставить в трещине эти композиции.
В иллюстративных вариантах осуществления способ дополнительно включает в себя стадию, на которой позволяют жидкости для обработки скважины, гелевой композиции или гелю, образованному из этих композиций, разрушиться в трещине. В иллюстративных вариантах осуществления способ дополнительно включает добавление одного или более других разжижающих агентов или разжижителей, например, персульфатов аммония, натрия и калия, пербората натрия, перекиси водорода, органических пероксидов, перкарбонатов, перфосфатов, органических кислот, перфосфатных сложных эфиров, амидов, сульфата аммония, ферментов, соединений меди, этиленгликоля, гликолевых эфиров и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления можно использовать один или более разжижителей в жидкостях или композициях в виде твердого вещества, жидкого вещества, раствора, сухого порошка или суспензии.
В иллюстративных вариантах осуществления можно использовать один или более разжижителей в композициях или жидкостях в капсулированной форме, например, в форме, которая задерживает высвобождение одного или более разжижителей в композицию или гелевую композицию. В иллюстративных вариантах осуществления один или более разжижителей можно использовать для облегчения разложения иллюстративной композиции или жидкости, описанной в данном описании, например, чтобы облегчить разложение сшитого акриламидного полимера или сополимера на фрагменты.
В иллюстративных вариантах осуществления один или более разжижителей снижает вязкость иллюстративной жидкости для обработки скважины или композиции в течение некоторого периода времени. В иллюстративных вариантах осуществления один или более разжижителей уменьшает молекулярную массу или генерирует фрагменты сшитого акриламидного полимера или сополимера. В иллюстративных вариантах осуществления добавление одного или более разжижителей приводит к снижению вязкости иллюстративной жидкости для обработки скважины или композиций.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает помещение композиции разжижителя в подземном пласте одновременно или последовательно с жидкостью для обработки ствола скважины или с другими композициями. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя помещают в подземный пласт одновременно с жидкостью для обработки ствола скважины или с другими композициями. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя помещают в подземный пласт перед жидкостью для обработки ствола скважины или другими композициями. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя помещают в подземный пласт одновременно после жидкости для обработки ствола скважины или других композиций.
В иллюстративных вариантах осуществления способ гидроразрыва подземного пласта включает закачивание композиции разжижителя в подземный пласт одновременно или последовательно с жидкостью для обработки ствола скважины или с другими композициями. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя закачивают в подземный пласт одновременно с жидкостью для обработки ствола скважины или с другими композициями. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя закачивают в подземный пласт перед жидкостью для обработки ствола скважины или другими композициями. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя закачивают в подземный пласт одновременно после жидкости для обработки ствола скважины или других композиций.
В иллюстративных вариантах осуществления способы включают введение в ствол скважины жидкостей для обработки ствола скважины или композиций под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления гелевая композиция дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления первая композиция, содержащая мономеры акриламидного полимера или сополимера, или водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера, дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления вторая композиция, содержащая один или более сшивающих агентов, дополнительно содержит проппант.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя снижает вязкость жидкости для обработки скважины или других композиций до менее, чем приблизительно 10 сП при скорости сдвига 100 с-1, приблизительно 5 сП при скорости сдвига 100 с-1, приблизительно 2 сП при скорости сдвига 100 с-1, приблизительно 20 сП при скорости сдвига 100 с-1, приблизительно 10 сП при скорости сдвига 100 с-1 или приблизительно 3 сП при скорости сдвига 100 с-1.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя инициирует разрушение при температуре окружающей среды. В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя инициирует разрушение при нагревании.
В иллюстративных вариантах осуществления способы могут быть использованы для повышения биоразложения жидкости для обработки скважины или других композиций соответствии с вариантами осуществления изобретения.
В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя обеспечивает образование олигомерных фрагментов акриламидного полимера в жидкости для обработки скважины или в других композициях. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения олигомерные фрагменты акриламидного полимера, образующиеся с помощью композиции разжижителя, являются биоразлагаемыми. В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя обеспечивает образование олигомерных фрагментов акриламидного полимера, имеющих молекулярную массу менее чем приблизительно 400000, 300000 или 200000 г/моль.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения уменьшение вязкости жидкости для обработки скважины или других композиций позволяет упростить извлечение жидкости для обработки скважины или других композиций. В иллюстративных вариантах осуществления вязкость жидкости для обработки скважины или других композиций, достигаемая с помощью композиции разжижителя, меньше, чем вязкость жидкости для обработки скважины или других композиций без композиции разжижителя. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения иллюстративная композиция разжижителя снижает вязкость жидкости для обработки скважины или других композиций, быстрее, чем обычные разжижители. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения иллюстративная композиция разжижителя снижает вязкость жидкости для обработки скважины или других композиций, более быстро, чем персульфат аммония. В иллюстративных вариантах осуществления композиция разжижителя, действуя на жидкость для обработки скважины или на другие композиции, увеличивает проводимость трещины внутри пласта.
В любом из вышеуказанных способов композиция разжижителя может содержать или может быть использована в сочетании с соединениями или агентами, которые могут усиливать или повышать эффективность композиции разжижителя, т.е. с соединениями-усилителями.
Для специалистов в данной области техники будут очевидны соответствующие корректировки в соотношениях компонентов, которые будут влиять на условия, в которых вязкость жидкости для обработки скважины или других композиций уменьшается, или в которых акриламидный полимер разрушается.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения обращаться с жидкостью для обработки скважины или с другими композициями или их обрабатывать можно каким-либо образом, как это необходимо или желательно. В иллюстративных вариантах осуществления с жидкостью для обработки скважины или с другими композициями следует обращаться в соответствии с государственными нормативами. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины или другие композиции можно утилизировать, обрабатывать для восстановления окружающей среды или перерабатывать. В иллюстративных вариантах осуществления композицию разжижителя можно использовать при утилизации, восстановлении окружающей среды или переработке жидкости для обработки скважины или других композиций. В иллюстративных вариантах осуществления переработанную жидкость для обработки скважины или другие композиции можно использовать в любом месте, где используется жидкость для обработки скважин или другие композиции.
Термин "обработка" или "обрабатывать" относится к любой подземной операции, где используют жидкость в сочетании с желаемой функцией и/или для достижения желаемой цели. Термин "обработка" или "обрабатывать" не означает какого-либо конкретного действия, создаваемого этой жидкостью.
Термин «гидроразрыв» относится к процессу и способам разрушения геологической формации, т.е. пласта породы, и создания трещины вокруг ствола скважины путем закачивания жидкости под очень высоким давлением (давление выше определенного закрывающего давления пласта) для повышения темпов добычи из углеводородного пласта или для повышения скорости закачки в углеводородный пласт .Способы гидроразрыва пласта в противном случае используют обычные методики, известные в данной области техники.
Следующие примеры представлены только для иллюстративных целей и не предназначены для ограничения изобретения.
ПРИМЕРЫ
Пример 1. Получение и анализ вязкости иллюстративных полимерных гелей, сшитых глиоксалем
Иллюстративные гели получали в соответствии со следующим протоколом. Приблизительно 0,4 масс. % активного акриламидного полимера в воде перемешивали в течение от приблизительно 10 минут до приблизительно 20 минут при комнатной температуре. После тщательного перемешивания раствора измеряли pH раствора и доводили с помощью буфера до от приблизительно 9,8 до приблизительно 10,3. Раствор разделяли и к растворам добавляли глиоксаль в трех концентрациях: 0,33, 0,49 или 0,65 масс. % глиоксаля. Смесь перемешивали до хорошего включения глиоксаля. Вязкость каждого из полученных гелей измеряли вискозиметром Grace Instrument М5600 НРНТ при 180°F (~82,2°С).
Вискозиметр Grace Instrument М5600 НРНТ является истинным вискозиметром Куэтта с коаксиальным цилиндром вращения, работающим при высоком давлении и температуре. Прибор полностью автоматизирован, и весь сбор данных происходит под управлением компьютера. Температуру образца поддерживали на масляной бане. Гель также подвергали воздействию давления газообразного азота для предотвращения выкипания растворителя. После 20 минут кондиционирования сдвига гель подвергали циклу сдвиговых усилий, который можно запрограммировать программным обеспечением, которое поставляется с вискозиметром. Данные, полученные от компьютера, обрабатывали и наносили на график по желанию.
На фиг. 1 показаны анализы вязкости трех иллюстративных гелей и гуарового геля для сравнения.
Пример 2. Анализ заряд-вязкость иллюстративных гелей, сшитых глиоксалем, из сухого полимера и эмульсии полимера
В этом примере композиции получали путем добавления 200 мл 2% KCl в блендер Waring. Добавляли приблизительно 0,3% активного сополимера акриламида и акриловой кислоты вместе с pH-буфером и перемешивали в течение нескольких минут. Добавляли приблизительно 0,33% глиоксаля (чтобы обеспечить молярное отношение глиоксаля к мономерам приблизительно 1,35) и перемешивали в течение нескольких секунд. Полученный сшитый гель оценивали на реометре Anton Paar Physica с концентрической геометрией цилиндра. Гель подвергали сдвиговым усилиям при постоянной скорости сдвига 100 с-1 и при температуре 180°F. Вязкость, приведенная в таблице, является средним значением, измеренным в течение 30 минут.
Анализ заряд-вязкость оценивали для ряда гелей из сухого полиакридамидного (РАМ) полимера (DPAM), частично гидролизованного РАМ и эмульсии РАМ. Серии были организованы в три группы с увеличением зарядов для каждой группы.
Условия: 0,3% активного полимера, сшитого 0,33% глиоксаля, в растворе KCl.
Как показано в Таблице 1, имеется влияние заряда на вязкость геля и эффективность.
Пример 3. Анализ вязкости разжижителей на иллюстративных полимерных гелях, сшитых глиоксалем
В этом примере исследовали снижение вязкости жидкости с помощью обработки иллюстративными и коммерчески доступными (сравнительными) композициями разжижителя. Композиции готовили путем добавления 200 г 2% KCl в блендер Waring. Добавляли приблизительно 0,3% гидролизированного полиакриламида (HYPAM) в композиции вместе с pH-буфером и перемешивали в течение нескольких минут. В образцы добавляли приблизительно 0,33% глиоксаля и перемешивали в течение нескольких секунд для получения образцов сшитого геля.
К образцам добавляли композиции разжижителя в указанных количествах. Композиция разжижителя №1 содержала FeSO4⋅7H2O. Композиция разжижителя №2 содержала FeSO4⋅7H2O и Na2(ЭДТА)⋅2H2O (43:57 по массе). Композиции разжижителя готовили путем растворения композиции разжижителя в воде с образованием 10%-го раствора. Затем композиции разжижителя смешивали с иллюстративными образцами геля.
Измеряли и записывали величину pH каждой композиции образца, как показано на фиг. 2. Каждую композицию образца нагревали при 180°F в течение приблизительно 3 часов и измеряли вязкость в течение периода нагревания с помощью вискозиметра Grace 3600 (см. фиг. 2 и 3). Вискозиметр Grace 3600 является истинным ротационным вискозиметром Куэтта с коаксиальным цилиндром. Прибор управляется с помощью компьютерной программы. Температуру образца поддерживали с помощью чашки нагревателя, которой снабжен прибор. Данные, полученные в течение времени, обрабатывали и наносили на график по желанию.
Добавляли дополнительный буфер в некоторые образцы для повышения pH. Объем добавленного буфера определял изменения pH в образцах, как показано на фиг. 3. На фиг. 3 показаны результаты, полученные с использованием вискозиметра Grace 3600 для измерения вязкости образцов, при скорости сдвига 100 с-1 и температуре 180°F.
В предшествующем описании были описаны различные иллюстративные варианты осуществления изобретения. Однако очевидно, что в нем могут быть сделаны различные модификации и изменения, а также могут быть реализованы дополнительные варианты осуществления изобретения без отхода от более широкого объема иллюстративных вариантов осуществления, как указано в формуле изобретения, которая следует ниже. Описание и графические материалы, соответственно, следует рассматривать в иллюстративном, а не ограничительном смысле.
Claims (50)
1. Жидкость для обработки скважины, содержащая:
(i) мономеры акриламидного полимера или сополимера;
(ii) один или более сшивающих агентов и
(iii) одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
2. Жидкость для обработки скважины, содержащая:
(i) водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера;
(ii) один или более сшивающих агентов и
(iii) одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
3. Жидкость для обработки скважины, содержащая:
(i) гель, содержащий акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающими агентами; и
(ii) одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
4. Жидкость для обработки скважины по п. 3, где гель получен путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12 и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0.
5. Жидкость для обработки скважины по пп. 1, 2 или 3, где одно или более железосодержащих соединений выбраны из группы, состоящей из соединения двухвалентного железа, соли двухвалентного железа, соединения трехвалентного железа и соли трехвалентного железа.
6. Жидкость для обработки скважины по пп. 1, 2 или 3, где одно или более железосодержащих соединений выбраны из группы, состоящей из хлорида двухвалентного железа, бромида двухвалентного железа, фторида двухвалентного железа, сульфата двухвалентного железа, сульфата аммония и двухвалентного железа и их комбинаций.
7. Жидкость для обработки скважины по пп. 1, 2 или 3, где один или более сшивающих агентов выбраны из группы, состоящей из соединений, включающих цирконий, титан, хром, барий, кальций, марганец, цинк, никель, стронций, бор или их смеси.
8. Жидкость для обработки скважины по пп. 1, 2 или 3, где один или более сшивающих агентов выбраны из группы, состоящей из глиоксаля, малонового диальдегида, янтарного диальдегида, глутарового альдегида, адипинового альдегида, о-фталевого альдегида, м-фталевого альдегида, п-фталевого альдегида, любого подходящего диальдегидного соединения, полиэтиленимина, фенолформальдегида, глиоксиловой кислоты или их смесей.
9. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины:
(i) мономеров акриламидного полимера или сополимера;
(ii) одного или более сшивающих агентов и
(iii) одного или более железосодержащих соединений или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
10. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины:
(i) водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера;
(ii) одного или более сшивающих агентов и
(iii) одного или более железосодержащих соединений или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
11. Способ по п. 9, где одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя вводят в ствол скважины по существу одновременно с мономерами акриламидного полимера или сополимера и одним или более сшивающими агентами.
12. Способ по п. 9, где одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя вводят в ствол скважины после мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов.
13. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины:
(i) геля, содержащего акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающими агентами; и
(ii) одного или более железосодержащих соединений или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.
14. Способ по п. 13, где гель получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12 и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0.
15. Способ по п. 13, где одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя вводят в ствол скважины по существу одновременно с гелем.
16. Способ по п. 13, где одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя вводят в ствол скважины после геля.
17. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий получение:
(i) мономеров акриламидного полимера или сополимера;
(ii) одного или более сшивающих агентов и
(iii) одного или более железосодержащих соединений или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов;
и закачивание (i), (ii) и (iii) с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление (i), (ii) и (iii) в трещине.
18. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий получение:
(i) водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера;
(ii) одного или более сшивающих агентов и
(iii) одного или более железосодержащих соединений или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов;
и закачивание (i), (ii) и (iii) с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление (i), (ii) и (iii) в трещине.
19. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий:
получение (i) геля, содержащего акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающими агентами; и
(ii) одного или более железосодержащих соединений или композиции разжижителя, состоящей по существу из одного или более железосодержащих соединений, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов;
и закачивание (i) и (ii) с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление (i) и (ii) в трещине.
20. Способ по п. 19, где гель получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12 и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0.
21. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий: получение жидкости для обработки скважины по любому из пп. 1, 2 или 3 и закачивание этой жидкости для обработки скважины с возможностью создания или расширения трещины в подземном пласте и оставление этой жидкости для обработки скважины в трещине.
22. Способ по п. 10, где одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя вводят в ствол скважины по существу одновременно с водной дисперсией или эмульсией акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов.
23. Способ по п. 10, где одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя вводят в ствол скважины после введения водной дисперсии или эмульсии акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361922517P | 2013-12-31 | 2013-12-31 | |
| US61/922,517 | 2013-12-31 | ||
| PCT/US2014/072668 WO2015103203A1 (en) | 2013-12-31 | 2014-12-30 | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016129201A RU2016129201A (ru) | 2018-02-05 |
| RU2016129201A3 RU2016129201A3 (ru) | 2018-07-26 |
| RU2701675C2 true RU2701675C2 (ru) | 2019-09-30 |
Family
ID=53493968
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016129201A RU2701675C2 (ru) | 2013-12-31 | 2014-12-30 | Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11339322B2 (ru) |
| CN (1) | CN105849224A (ru) |
| AR (1) | AR099022A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014373886B2 (ru) |
| CA (1) | CA2934282C (ru) |
| RU (1) | RU2701675C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015103203A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2760860C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Тампонажный материал |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105849224A (zh) * | 2013-12-31 | 2016-08-10 | 凯米罗总公司 | 交联的丙烯酰胺聚合物或共聚物凝胶和破碎剂组合物及使用方法 |
| CA2923597C (en) * | 2015-03-13 | 2023-05-23 | Sanjel Canada Ltd. | Method for chemically controlling delay time for breaking polymers |
| MX2021004905A (es) * | 2018-10-31 | 2021-06-15 | Kemira Oyj | Metodos y composiciones para una recuperacion mejorada de petroleo. |
| US11219931B2 (en) | 2020-01-03 | 2022-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removal of gels formed from liquid friction-reducing fluids |
| US11448059B2 (en) | 2020-08-06 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Production logging tool |
| US11326092B2 (en) * | 2020-08-24 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature cross-linked fracturing fluids with reduced friction |
| US11795372B2 (en) * | 2021-09-08 | 2023-10-24 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method of removing sulfate scale |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4155405A (en) * | 1976-12-30 | 1979-05-22 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Prevention of inflow of water into wells or shafts which have already been drilled or are being drilled |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5358043A (en) * | 1993-03-22 | 1994-10-25 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
| US20050061502A1 (en) * | 2003-05-29 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US20060152535A1 (en) * | 2005-01-10 | 2006-07-13 | Chung-Hsun Huang | Overdrive gray level data modifier and method of looking up thereof |
| US20110214860A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-08 | Narongsak Tonmukayakul | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4103742A (en) * | 1975-12-24 | 1978-08-01 | Phillips Petroleum Company | Method for acidizing subterranean formations |
| US5143157A (en) * | 1991-06-19 | 1992-09-01 | Halliburton Company | Catalyst for breaker system for high viscosity fluids |
| US5624886A (en) * | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
| US7159658B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean zones |
| US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
| US9051509B2 (en) * | 2011-03-31 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use |
| WO2013188413A1 (en) * | 2012-06-12 | 2013-12-19 | Soane Energy, Llc | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing |
| US9429006B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
| NZ631491A (en) * | 2013-05-03 | 2017-10-27 | Kemira Oyj | Breakers containing iron compounds and their methods of use |
| US9994761B2 (en) * | 2013-09-04 | 2018-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrolyzable compounds for treatment of a subterranean formation and methods of using the same |
| US20150175880A1 (en) * | 2013-12-20 | 2015-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method of viscosity reduction in the presence of fully coordinated compounds |
| CN105849224A (zh) * | 2013-12-31 | 2016-08-10 | 凯米罗总公司 | 交联的丙烯酰胺聚合物或共聚物凝胶和破碎剂组合物及使用方法 |
| RU2684534C2 (ru) * | 2013-12-31 | 2019-04-09 | Кемира Ойй | Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа |
-
2014
- 2014-12-30 CN CN201480071935.7A patent/CN105849224A/zh active Pending
- 2014-12-30 WO PCT/US2014/072668 patent/WO2015103203A1/en active Application Filing
- 2014-12-30 CA CA2934282A patent/CA2934282C/en active Active
- 2014-12-30 RU RU2016129201A patent/RU2701675C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-12-30 AU AU2014373886A patent/AU2014373886B2/en not_active Ceased
- 2014-12-30 US US15/102,434 patent/US11339322B2/en active Active
-
2015
- 2015-01-05 AR ARP150100004A patent/AR099022A1/es active IP Right Grant
-
2022
- 2022-04-27 US US17/660,857 patent/US20220251440A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4155405A (en) * | 1976-12-30 | 1979-05-22 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Prevention of inflow of water into wells or shafts which have already been drilled or are being drilled |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5358043A (en) * | 1993-03-22 | 1994-10-25 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
| US20050061502A1 (en) * | 2003-05-29 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US20060152535A1 (en) * | 2005-01-10 | 2006-07-13 | Chung-Hsun Huang | Overdrive gray level data modifier and method of looking up thereof |
| US20110214860A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-08 | Narongsak Tonmukayakul | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2760860C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Тампонажный материал |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US11339322B2 (en) | 2022-05-24 |
| AU2014373886A1 (en) | 2016-06-30 |
| CA2934282C (en) | 2022-05-03 |
| AU2014373886B2 (en) | 2018-11-08 |
| RU2016129201A (ru) | 2018-02-05 |
| WO2015103203A1 (en) | 2015-07-09 |
| US20220251440A1 (en) | 2022-08-11 |
| CA2934282A1 (en) | 2015-07-09 |
| US20160376494A1 (en) | 2016-12-29 |
| CN105849224A (zh) | 2016-08-10 |
| AR099022A1 (es) | 2016-06-22 |
| RU2016129201A3 (ru) | 2018-07-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2701675C2 (ru) | Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения | |
| Fink | Hydraulic fracturing chemicals and fluids technology | |
| US7195065B2 (en) | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives | |
| US10329478B2 (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
| US8097567B2 (en) | Well drilling fluids having clay control properties | |
| US7981845B2 (en) | Partially neutralized polyhydroxy acids for well treatments | |
| WO2008096165A1 (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
| WO2011077336A2 (en) | Method for treating well bore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers | |
| US9803132B2 (en) | Methods for altering fluid rheology | |
| CN105849225B (zh) | 用于含有铁化合物的破碎剂的推动剂 | |
| AU2018202757A1 (en) | Gel compositions for hydraulic fracturing applications | |
| CA2902801C (en) | Gel compositions for hydraulic fracturing applications | |
| US11041112B2 (en) | Breaker systems for wellbore treatment operations for use at varying temperatures | |
| US20140262276A1 (en) | Viscosity enhancement of polysaccharide fluids | |
| Edy | Rheological characterization of borate crosslinked fluids using oscillatory measurements | |
| WO2018128537A1 (en) | Crosslinker slurry compositions and applications |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201231 |