RU2715137C1 - Применение оболочечной жидкости орехов кешью при выполнении гидроразрыва пласта и для предотвращения поступления песка в скважину - Google Patents
Применение оболочечной жидкости орехов кешью при выполнении гидроразрыва пласта и для предотвращения поступления песка в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715137C1 RU2715137C1 RU2018144020A RU2018144020A RU2715137C1 RU 2715137 C1 RU2715137 C1 RU 2715137C1 RU 2018144020 A RU2018144020 A RU 2018144020A RU 2018144020 A RU2018144020 A RU 2018144020A RU 2715137 C1 RU2715137 C1 RU 2715137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- polymer particles
- wellbore
- polymer
- cashew nut
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 100
- 244000226021 Anacardium occidentale Species 0.000 title claims abstract description 60
- 235000020226 cashew nut Nutrition 0.000 title claims abstract description 60
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 title claims description 7
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 129
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 120
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 63
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 98
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 28
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 15
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 15
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 14
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- KKEYFWRCBNTPAC-UHFFFAOYSA-N Terephthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=C(C(O)=O)C=C1 KKEYFWRCBNTPAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- QQVIHTHCMHWDBS-UHFFFAOYSA-N isophthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC(C(O)=O)=C1 QQVIHTHCMHWDBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- JOLVYUIAMRUBRK-UHFFFAOYSA-N 11',12',14',15'-Tetradehydro(Z,Z-)-3-(8-Pentadecenyl)phenol Natural products OC1=CC=CC(CCCCCCCC=CCC=CCC=C)=C1 JOLVYUIAMRUBRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- YLKVIMNNMLKUGJ-UHFFFAOYSA-N 3-Delta8-pentadecenylphenol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1 YLKVIMNNMLKUGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- JOLVYUIAMRUBRK-UTOQUPLUSA-N Cardanol Chemical compound OC1=CC=CC(CCCCCCC\C=C/C\C=C/CC=C)=C1 JOLVYUIAMRUBRK-UTOQUPLUSA-N 0.000 claims description 10
- FAYVLNWNMNHXGA-UHFFFAOYSA-N Cardanoldiene Natural products CCCC=CCC=CCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1 FAYVLNWNMNHXGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- PTFIPECGHSYQNR-UHFFFAOYSA-N cardanol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1 PTFIPECGHSYQNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 7
- 229930185605 Bisphenol Natural products 0.000 claims description 5
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 5
- 239000002356 single layer Substances 0.000 claims description 5
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims description 4
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 2
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 claims description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 83
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 239000008187 granular material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 13
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 11
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- -1 alkaline earth metal carbonate Chemical class 0.000 description 10
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002585 base Substances 0.000 description 7
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 101001105692 Homo sapiens Pre-mRNA-processing factor 6 Proteins 0.000 description 4
- 102100021232 Pre-mRNA-processing factor 6 Human genes 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 4
- KVVSCMOUFCNCGX-UHFFFAOYSA-N cardol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC1=CC(O)=CC(O)=C1 KVVSCMOUFCNCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 229920001634 Copolyester Polymers 0.000 description 3
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 3
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 3
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical group [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAOMOVYHGLSFHQ-UTOQUPLUSA-N anacardic acid Chemical compound CCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1C(O)=O KAOMOVYHGLSFHQ-UTOQUPLUSA-N 0.000 description 2
- 235000014398 anacardic acid Nutrition 0.000 description 2
- ADFWQBGTDJIESE-UHFFFAOYSA-N anacardic acid 15:0 Natural products CCCCCCCCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1C(O)=O ADFWQBGTDJIESE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- WERYXYBDKMZEQL-UHFFFAOYSA-N butane-1,4-diol Chemical compound OCCCCO WERYXYBDKMZEQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 2
- UFMJCOLGRWKUKO-UHFFFAOYSA-N cardol diene Natural products CCCC=CCC=CCCCCCCCC1=CC(O)=CC(O)=C1 UFMJCOLGRWKUKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YCIMNLLNPGFGHC-UHFFFAOYSA-N catechol Chemical compound OC1=CC=CC=C1O YCIMNLLNPGFGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 2
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 2
- PCILLCXFKWDRMK-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1,4-diol Chemical compound C1=CC=C2C(O)=CC=C(O)C2=C1 PCILLCXFKWDRMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N propane-1,3-diol Chemical compound OCCCO YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 2
- PXGZQGDTEZPERC-UHFFFAOYSA-N 1,4-cyclohexanedicarboxylic acid Chemical compound OC(=O)C1CCC(C(O)=O)CC1 PXGZQGDTEZPERC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BOKGTLAJQHTOKE-UHFFFAOYSA-N 1,5-dihydroxynaphthalene Chemical compound C1=CC=C2C(O)=CC=CC2=C1O BOKGTLAJQHTOKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LDBPJTXLCRXBIJ-UHFFFAOYSA-N 11,12,14,15-Tetrahydro-(Z,Z)-2-Methyl-5-(8,11,14-pentadecatrienyl)-1,3-benzenediol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCC1=CC(O)=C(C)C(O)=C1 LDBPJTXLCRXBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ONJNHSZRRFHSPJ-UHFFFAOYSA-N 2,2,4,4-tetramethylcyclobutane-1,1-diol Chemical compound CC1(C)CC(C)(C)C1(O)O ONJNHSZRRFHSPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LDBPJTXLCRXBIJ-HJWRWDBZSA-N 2-Methyl-5-(8-pentadecenyl)-1,3-benzenediol Chemical compound CCCCCC\C=C/CCCCCCCC1=CC(O)=C(C)C(O)=C1 LDBPJTXLCRXBIJ-HJWRWDBZSA-N 0.000 description 1
- IZGYQWUVUWZOPQ-UHFFFAOYSA-N 2-Methylcardol Natural products CCCC=CCC=CCCCCCCCC1=CC(O)=C(C)C(O)=C1 IZGYQWUVUWZOPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VNAWKNVDKFZFSU-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-2-methylpropane-1,3-diol Chemical compound CCC(C)(CO)CO VNAWKNVDKFZFSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AAAWJUMVTPNRDT-UHFFFAOYSA-N 2-methylpentane-1,5-diol Chemical compound OCC(C)CCCO AAAWJUMVTPNRDT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VPWNQTHUCYMVMZ-UHFFFAOYSA-N 4,4'-sulfonyldiphenol Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1S(=O)(=O)C1=CC=C(O)C=C1 VPWNQTHUCYMVMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NZGQHKSLKRFZFL-UHFFFAOYSA-N 4-(4-hydroxyphenoxy)phenol Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1OC1=CC=C(O)C=C1 NZGQHKSLKRFZFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XMWRBQBLMFGWIX-UHFFFAOYSA-N C60 fullerene Chemical class C12=C3C(C4=C56)=C7C8=C5C5=C9C%10=C6C6=C4C1=C1C4=C6C6=C%10C%10=C9C9=C%11C5=C8C5=C8C7=C3C3=C7C2=C1C1=C2C4=C6C4=C%10C6=C9C9=C%11C5=C5C8=C3C3=C7C1=C1C2=C4C6=C2C9=C5C3=C12 XMWRBQBLMFGWIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QHYPBIJEVPHZNP-UHFFFAOYSA-N CO.CO.C1CCC2CCCCC2C1 Chemical compound CO.CO.C1CCC2CCCCC2C1 QHYPBIJEVPHZNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UAIRKXHMMDFYOB-UHFFFAOYSA-N OC1=CC(=C(C=C1)N=NC1=CC=C(C=C1)O)C=CCCCCCCCCCCCCC Chemical compound OC1=CC(=C(C=C1)N=NC1=CC=C(C=C1)O)C=CCCCCCCCCCCCCC UAIRKXHMMDFYOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- ALQSHHUCVQOPAS-UHFFFAOYSA-N Pentane-1,5-diol Chemical compound OCCCCCO ALQSHHUCVQOPAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YIMQCDZDWXUDCA-UHFFFAOYSA-N [4-(hydroxymethyl)cyclohexyl]methanol Chemical compound OCC1CCC(CO)CC1 YIMQCDZDWXUDCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YKTSYUJCYHOUJP-UHFFFAOYSA-N [O--].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] Chemical compound [O--].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] YKTSYUJCYHOUJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FDQSRULYDNDXQB-UHFFFAOYSA-N benzene-1,3-dicarbonyl chloride Chemical compound ClC(=O)C1=CC=CC(C(Cl)=O)=C1 FDQSRULYDNDXQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IHWUGQBRUYYZNM-UHFFFAOYSA-N bicyclo[2.2.1]hept-2-ene-3,4-dicarboxylic acid Chemical compound C1CC2(C(O)=O)C(C(=O)O)=CC1C2 IHWUGQBRUYYZNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- VCCBEIPGXKNHFW-UHFFFAOYSA-N biphenyl-4,4'-diol Chemical group C1=CC(O)=CC=C1C1=CC=C(O)C=C1 VCCBEIPGXKNHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000005388 borosilicate glass Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002041 carbon nanotube Substances 0.000 description 1
- 229910021393 carbon nanotube Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- FOTKYAAJKYLFFN-UHFFFAOYSA-N decane-1,10-diol Chemical compound OCCCCCCCCCCO FOTKYAAJKYLFFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 150000001987 diarylethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 235000005911 diet Nutrition 0.000 description 1
- 230000037213 diet Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 150000005218 dimethyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 229910003472 fullerene Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007306 functionalization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000005337 ground glass Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diol Chemical compound OCCCCCCO XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000003562 lightweight material Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 1
- 238000010128 melt processing Methods 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 125000000325 methylidene group Chemical group [H]C([H])=* 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000002557 mineral fiber Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N molybdenum disulfide Chemical compound S=[Mo]=S CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052982 molybdenum disulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- ABMFBCRYHDZLRD-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1,4-dicarboxylic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=C(C(O)=O)C2=C1 ABMFBCRYHDZLRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DFFZOPXDTCDZDP-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1,5-dicarboxylic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1C(O)=O DFFZOPXDTCDZDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RXOHFPCZGPKIRD-UHFFFAOYSA-N naphthalene-2,6-dicarboxylic acid Chemical compound C1=C(C(O)=O)C=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 RXOHFPCZGPKIRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MNZMMCVIXORAQL-UHFFFAOYSA-N naphthalene-2,6-diol Chemical compound C1=C(O)C=CC2=CC(O)=CC=C21 MNZMMCVIXORAQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000005445 natural material Substances 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- SLCVBVWXLSEKPL-UHFFFAOYSA-N neopentyl glycol Chemical compound OCC(C)(C)CO SLCVBVWXLSEKPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052605 nesosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000004762 orthosilicates Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 229920013730 reactive polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- LXEJRKJRKIFVNY-UHFFFAOYSA-N terephthaloyl chloride Chemical compound ClC(=O)C1=CC=C(C(Cl)=O)C=C1 LXEJRKJRKIFVNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021654 trace metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 150000005671 trienes Chemical class 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/565—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
- C09K2208/04—Hulls, shells or bark containing well drilling or treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретения относятся к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва, или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров. Способ разрыва подземного пласта характеризуется введением в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещин в пласте, композиции гидроразрыва, содержащей носитель; а также полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, полимерные частицы, имеющие предполагаемую удельную плотность, равную примерно менее 2,4. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения гидроразрыва пласта и предотвращении поступления песка в скважину. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл.
Description
КРАТКАЯ ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Эта заявка утверждает преимущественное право заявки США № 15/173851, поданной 6 июня 2016 года, и заявки США № 15/593801, поданной 12 мая 2017 года, причем обе они включены в данный документ путем ссылки во всей их полноте.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Предмет данного изобретения относится к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров.
[0003] Гидравлический разрыв пласта увеличивает поток из подземного пласта необходимых флюидов, таких как нефть и газ, и включает размещение жидкости для гидроразрыва пласта в подземном пласте или зоне со скоростью и давлением, которые достаточны для создания давления в пласте или зоне с сопутствующим образованием в них трещины.
[0004] Помимо создания трещины, жидкость для гидроразрыва также транспортирует в трещину материал, используемый для расклинивания трещин. Материал, используемый для расклинивания трещин, удерживает разрыв открытым после снижения величины приложенного давления. Кроме того, материал, используемый для расклинивания трещины, устанавливает проводящие средства, по которым флюиды пласта перетекают к стволу скважины. Поскольку материал, используемый для расклинивания трещин, обеспечивает более высокую проводимость, чем окружающая порода, в районе трещины обеспечивается большой потенциал для производства углеводородов.
[0005] Материалы, используемые для расклинивания трещин, применяемые в данной области техники, содержат песок, стеклянные бусины, скорлупы грецкого ореха, металлическую пленку, а также песок с полимерным покрытием, керамику, спеченный боксит и тому подобные материалы. Для выдерживания высоких давлений, которые формируются в скважине, материал, используемый для расклинивания трещин, должен характеризоваться достаточной прочностью. Относительная прочность материалов, используемых для расклинивания трещин, увеличивается вместе с соответствующими им величинами предполагаемых удельными плотностями (ПУП), обычно в диапазоне от 2,65 для песков до 3,4 для спеченного боксита. К сожалению, увеличение ПУП непосредственно приводит к возрастанию трудностей при транспортировке используемого для расклинивания трещин материала, и уменьшению охваченных трещинами объемов, что уменьшает проводимость трещин.
[0006] В последнее время в качестве расклинивающих агентов используются сверхлегкие материалы (СЛМ), поскольку они уменьшают скорость флюидов, которая необходима для поддержания транспортировки расклинивающего агента в пределах трещины, что, в свою очередь, обеспечивает большой объем созданной зоны разлома, охваченной трещинами. Несмотря на все достижения в области техники, остается потребность в альтернативных сверхлегких материалах, используемых для расклинивания трещин, которые демонстрируют высокую прочность составляющих частиц под воздействием высоких давлений. Желательно, чтобы подобные легкие материалы, используемые для расклинивания трещин, имели хорошую устойчивость к химическим воздействиям и отличались бы стабильностью при высоких температурах.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Способ гидроразрыва подземного пласта включает введение в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещин пласта композиции для гидроразрыва, содержащей носитель и полимерные макрочастицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, причем полимерные макрочастицы имеют предполагаемую удельную плотность, не превышающую 2,4. Полимерные частицы могут быть, главным образом, сферическими.
[0008] Способ гидроразрыва подземного пласта включает введение в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещин в пласте композиции для гидроразрыва, содержащей носитель и полимерные макрочастицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, причем полимерные макрочастицы, имеющие предполагаемую удельную плотность, не превышающую 2,4; и формирование в созданном разломе набивки расклинивающим агентом, содержащим полимерные макрочастицы, причем набивка расклинивающим агентом проницаема для получаемых из ствола скважины флюидов, и, по существу, предотвращает процессы попадания пластовых материалов из пласта в ствол скважины или уменьшает объемы подобных материалов. Полимерные частицы могут быть, главным образом, сферическими.
[0009] Способ предотвращения попадания песка в скважину для ствола скважины, проникающей в подземный пласт, включает введение в ствол скважины суспензии полимерных частиц, полученных из оболочечной жидкости ореха кешью и флюида-носителя, причем полимерные частицы имеют предполагаемую удельную плотность, не превышающую 2,4; и размещение полимерных частиц, расположенных вблизи подземного пласта, с образованием проницаемой для флюида набивки расклинивающим агентом, которая уменьшает или существенно предотвращает прохождение частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины, одновременно пропуская флюиды пласта из подземного пласта в ствол скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0010] Следующие описания не должны рассматриваться как ограничивающие. Со ссылкой на прилагаемые чертежи аналогичные элементы пронумерованы.
[0011] На Фиг. 1 проиллюстрирован график, демонстрирующий проводимость и проницаемость как функцию от давления смыкания трещины.
[0012] На Фиг. 2 проиллюстрирован график, демонстрирующий ширину набивки расклинивающим агентом как функцию от давления смыкания трещины при разных температурах.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0013] Авторы настоящего изобретения обнаружили, что легкие и/или, существенным образом, нейтрально-плавучие полимерные расклинивающие агенты или вещества, предотвращающие попадание песка в скважину (в совокупности «макрочастицы»), полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, обладают превосходной химической стойкостью и устойчивы при температурах, примерно, до 450°C. В частности, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью полимерные частицы, могут иметь температуру стеклования, примерно, до 450°С. Кроме того, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью полимерные частицы, могут иметь растворимость в кислотах, таких как плавиковая кислота и соляная кислота, менее 1% при температуре 65°C (150°F). Полимерные частицы также обладают превосходной прочностью на раздавливание, обычно известной как сопротивление раздавливанию. В частности, полимерные частицы характеризуются наличием тонкозернистой фракции в количестве 5% или менее чем 3%, или равное 2% или менее, в качестве меры прочности на раздавливание в соответствии со стандартом Американского института нефти (API) RP60 при давлении смыкания от 6 000 до 16 000 фунтов на квадратный дюйм, в том числе при определенных давлениях смыкания, равных 6 000 фунтов на квадратный дюйм, 8000 фунтов на квадратный дюйм, 10 000 фунтов на квадратный дюйм, 12 000 фунтов на квадратный дюйм, 14 000 фунтов на квадратный дюйм, и 16 000 фунтов на квадратный дюйм.
[0014] Также обнаружено, что, по существу, сферические полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, обеспечивают дополнительные улучшенные свойства при использовании в операциях гидравлического разрыва пласта. В настоящем изобретении, главным образом используются частицы сферической формы.
[0015] Гидравлический разрыв пласта подразумевает впрыскивание под высоким давлением флюидов для разрыва пласта в подземный пласт или зону со скоростью и давлением, которые достаточны для формирования давления в пласте или зоне с последующим образованием в пласте или зоне трещины. Помимо создания трещины, флюид для гидроразрыва также транспортирует расклинивающий агент в трещину. Предполагается, что расклинивающий агент после устранения гидравлического давления оставляет трещину открытой. Затем расклинивающий агент образует проводящие каналы, по которым необходимые флюиды поступают в скважину. Поскольку более глубокие пласты, как правило, характеризуются более высокими значениями давления для закрытия трещин, имеющие несферическую форму расклинивающие агенты обычно внедряются в пласты горных пород после операций разрыва при закрытии гидравлических разрывов. С другой стороны, сферические расклинивающие агенты обычно не сильно застревают в пласте и, таким образом, могут сформировывать набивку расклинивающим агентом, которая характеризуется проводимостью, улучшенной по сравнению с набивкой расклинивающим агентом, образованной из несферических по форме расклинивающих агентов.
[0016] По существу, сферические полимерные макрочастицы также могут использоваться в процессах по предотвращению поступления песка в скважину. Благодаря практически сферической форме, набивка, предотвращающая поступление песка в скважину, образованная из главным образом сферических полимерных макрочастиц, также может иметь улучшенную проницаемость по сравнению с набивками, которые предотвращают поступление песка в скважину, и сформированы из несферических расклинивающих агентов. Также они лучше контролируют образование из материалов скважины мелкозернистой фракции по сравнению с несферическими расклинивающими агентами.
[0017] Легкие полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, характеризуются предполагаемой удельной плотностью (ПУП) (API RP 60), которая существенно меньше, чем ПУП обычного материала в виде частиц, который применяется при операциях гидравлического разрыва пласта или операциях по предотвращению поступления песка в скважину. Для некоторых вариантов реализации изобретения, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью полимерные частицы, имеют предполагаемую удельную плотность менее 2,4. Для других вариантов реализации изобретения, используемые здесь легкие полимерные частицы, могут иметь предполагаемую удельную плотность менее чем примерно, 2, менее чем примерно, 1,5, от, примерно, 0,5 до, примерно, 2 или от, примерно, 0,5 до, примерно, 1,5.
[0018] Полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, могут иметь объемную плотность от, примерно, 0,05 до, примерно, 2,0 г/см3, альтернативно, от, примерно, 0,1 до, примерно, 1,0 г/см3 в соответствии с рекомендованной API RP60 для испытания расклинивающих агентов. Кроме того, полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, могут иметь предполагаемую удельную плотность от, примерно, 0,1 до, примерно, 3,0 г/см3, от, примерно, 0,5 до, примерно, 2 г/см3 или от, примерно, 0,5 до, примерно, 1,5 г/см3 в соответствии с рекомендованной практикой API RP60 для тестирования расклинивающих агентов.
[0019] В настоящем изобретении оболочечная жидкость ореха кешью («CNSL») относится к жидкости, изолированной от оболочек орехов кешью. Основным компонентом природной или сырой жидкости CNSL является анакардиновая кислота, гидроксикарбоновая кислота с метанолом с алкильным заместителем и гидроксильной функциональность. Природная или сырая жидкость CNSL может быть дополнительно обработана для обеспечения дистиллированной жидкости CNSL. Дистиллированная жидкость CNSL может содержать карданол формулы (1), кардол формулы (2), 2-метилкардол формулы (3) и анакардиновую кислоту формулы (4):
где в формулах (1) - (4) R представляет собой C15H31-n и n равно 0, 2, 4 или 6. Алкильная цепь R имеет 15 атомов углерода и может представлять собой насыщенную смесь, моноенового, диенового и триенового типа или любой их комбинации. Могут присутствовать и другие второстепенные компоненты. В зависимости от условий обработки, могут варьироваться компоненты, а также проценты содержания компонентов CNSL. Для одного варианта реализации изобретения жидкость CNSL представляет собой дистиллированную жидкость CNSL, которая содержит, примерно, более 50 % масс. карданола формулы (1), примерно, более чем 60 % масс. карданола формулы (1), примерно, более чем 70 % масс. карданола формулы (1) или, примерно, более чем 80 % масс. карданола формулы (1). Жидкие и дистиллированные оболочечные жидкости из ореха кешью доступны в продаже при обращении к CARDOLITE. Для получения полимерных макрочастиц можно использовать как натуральные, так и дистиллированные оболочечные жидкости ореха кешью.
[0020] Вследствие фенольной природы компонентов жидкости CNSL и присутствия алкильной цепи с переменной степенью ненасыщенности жидкость CNSL можно подвергать полимеризации для получения различных полимерных продуктов. Полимеры из жидкости CNSL можно получать с помощью конденсации с электрофильными соединениями, такими как формальдегид, или цепной полимеризации вследствие ненасыщенности боковой цепи или функционализации в гидроксильной группе, а затем олигомеризации или полимеризации с получением функционализированного форполимера или полимера. Способы получения полимеров из жидкости CNSL известны и описаны, например, в Bull. Химреагент Soc. Ethiop. 2004, 18 (1), 81-90, Tanz. J. Sci. Vol 30 (2) 2004 и European Polymer Journal 36 (2000) 1157-1165.
[0021] По существу, сферические полимерные макрочастицы могут формироваться из жидкости CNSL и формальдегида в присутствии основания при помощи суспензионной полимеризации или поликонденсации эмульсии, как описано, например, в Bull. Chem. Soc. Ethiop. 2004, 18 (1), 81-90. Полимеризация суспензии является гетерогенным процессом полимеризации, который использует механическое перемешивание для смешивания мономера или смеси мономеров в жидкой фазе, таких как вода, в то время как мономеры полимеризуются, формируя полимерные сферы.
[0022] Основание содержит гидроксид металла, такой как гидроксид щелочного металла и гидроксид щелочноземельного металла (гидроксид щелочного металла), карбонат щелочного металла и карбонат щелочноземельного металла (щелочной карбонат), бикарбонат щелочного металла и бикарбонат щелочных металлов (щелочной бикарбонат) или их комбинацию, содержащую, по меньшей мере, один из вышеприведенных компонентов. Для некоторых вариантов реализации изобретения в качестве основания используют гидроксид щелочного металла. Предпочтительно, чтобы используемым основанием служил гидроксид натрия или гидроксид калия.
[0023] Для получения микросодержащих частиц можно применять эмульгатор, который функционирует как эффективный стабилизатор капелек диспергатора и мономера. Эмульгатор также может усиливать стабилизацию частиц. Типичным эмульгатором является лаурилсульфат натрия. Могут также использоваться другие эмульгаторы, известные в данной области техники. Концентрация эмульгатора равна или примерно в 1,5 раза превышает критическую концентрацию мицелл. Критическая концентрация мицелл лаурилсульфата натрия составляет около 1,5 г/л, как описано в J. Polym. Sci .: Polym. Chem. Ed. 1979, 3069.
[0024] Полимеризацию проводят при повышенной температуре, например, при температуре от, примерно, 40°С до, примерно, 100°С, от, примерно, 50°С до, примерно, 90°С или от, примерно, 60°С до, примерно, 80°С. Постоянное перемешивание поддерживается на протяжении всего времени реакции.
[0025] В настоящем изобретении, полученные из жидкости CNSL полимерные частицы, могут содержать термореактивный полимер или термопластичный полимер. Полимерами могут служить гомополимеры, сополимеры или разветвленные полимеры. Можно использовать комбинации материалов.
[0026] Для некоторых вариантов реализации изобретения полимерные частицы содержат полученный из жидкости CNSL фенолформальдегидный полимер, полученный из жидкости CNSL полиэфирный полимер, или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеуказанных веществ.
[0027] Фенолформальдегидный полимер может получаться путем взаимодействия жидкости CNSL, например дистиллированной жидкости CNSL, с формальдегидом для получения фенолформальдегидных полимеров могут использоваться любые известные в данной области способы. Для одного варианта реализации изобретения жидкость CNSL и формальдегид взаимодействуют непосредственно для получения термореактивного сетчатого полимера. В качестве альтернативы, жидкость CNSL взаимодействует с формальдегидом для получения форполимера, такого как новолак, который затем отверждается. Новолаки представляют собой фенолформальдегидные смолы с молярным отношением менее одного формальдегида к фенолу. Для сшивания или отверждения новолака можно использовать гексаметилентетрамин или «гексамин». В некоторых вариантах реализации изобретения при отверждении новолака образуются метиленовые и диметиленовые амино мостики.
[0028] Полиэфиры могут быть полиэфирными гомополимерами, сополиэфирами или разветвленными полиэфирами. Подходящие полиэфиры получают из дикислот или их химического эквивалента и диола или его химического эквивалента.
[0029] Примерами дикислот служит терефталевая кислота, изофталевая кислота, 1,4-нафталиндикарбоновая кислота, 1,5-нафталиндикарбоновая кислота, 2,6-нафталиндикарбоновая кислота, норборнендикарбоновые кислоты, 1,4-циклогександикарбоновые кислоты или их комбинации, содержащие, по меньшей мере, одну из вышеописанных кислот. Химические эквиваленты дикислот содержат диалкиловые эфиры, например диметиловые эфиры, диариловые эфиры, ангидриды, соли, хлорангидриды кислот, бромиды кислот и тому подобные вещества. В частности, упоминается терефталевая кислота, изофталевая кислота, ее производная, такая как терефталоилхлорид или изофталоилхлорид. Можно использовать комбинации различных кислот или их производных.
[0030] Примерами диолов служит полученный из жидкости CNSL бисфенол, резорцин, гидрохинон или пирокатехин, а также диолы, такие как 1,5-нафталиндиол, 2,6-нафталиндиол, 1,4-нафталиндиол, 4,4'-дигидроксибифенил, бис (4-гидроксифенил) эфир, бис (4-гидроксифенил) сульфон, разветвленные или циклоалифатические алкандиолы, такие как пропиленгликоль, то есть 1, 2- и 1,3-пропиленгликоль, 2,2-диметил-1, 3-пропандиол, 2-этил-2-метил-1,3-пропандиол, 2,2,4,4-тетраметилциклобутандиол, 1,3- и 1,5-пентандиол, дипропиленгликоль, 2- метил-1,5-пентандиол, 1,6-гександиол, диметанол декалин, диэтанолбициклооктан, 1,4-циклогександиметанол, включая его цис- и транс-изомеры, триэтилен гликоль, 1,10-декандиол и тому подобное, и комбинации, содержащие, по меньшей мере, вышеуказанные диолы. Химические эквиваленты диолов содержат сложные эфиры, например диалкиловые эфиры.
[0031] Предпочтительно диол получают из жидкости CNSL. CNSL — это натуральный продукт, производимый из ореха кешью. Кардол и 2-метилкардол, содержащиеся в жидкости CNSL, являются диолами и могут использоваться непосредственно для получения сложных полиэфиров. Карданол, содержащийся в жидкости CNSL, представляет моногидроксифенол и может превращаться в бисфенол, такой как 4 - [(4-гидрокси-2-пентадеценил-фенил) диазенил] фенол (HPPDP), перед полимеризацией с помощью дикислоты или его производной для получения сложного полиэфира. Процесс, используемый для сокрытия карданола в HPPDP известен и описан, например, в журнале European Polymer Journal 36 (2000) 1157-1165. Для одного варианта реализации изобретения сложный полиэфир представляет собой сополиэфиры, полученные в результате комбинации 1,4-бутандиола и HPPDP с терефталевой кислотой, изофталевой кислотой или ее производными. Примерный способ получения сополиэфиров описан в журнале European Polymer Journal 36 (2000) 1157-1165.
[0032] При необходимости, вместе с полимерами могут использоваться другие полученные из жидкости CNSL материалы, служащие для дальнейшей корректировки свойств частиц. Для одного варианта реализации легкие полимерные частицы содержат более, примерно, 50 % масс., более чем, примерно, 70 % масс., более чем, примерно, 80 % масс. или более чем, примерно, 90 % масс. полимера, полученного из жидкости CNSL, расчет проведен на основе от общего веса легких полимерных макрочастиц.
[0033] Полимерные частицы могут иметь произвольный размер или форму, подходящую для способа гидравлического разрыва пласта и предотвращения попадания песка в скважину. Могут применяться смеси или взвеси макрочастиц, которые имеют различные, но подходящие формы для использования в раскрытом способе. Для одного варианта реализации изобретения полимерные частицы, по существу, являются сферическими, имеют вид бисера или гранул.
[0034] Легкие и/или, по существу, нейтрально-плавучие полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, могут иметь размер частиц от, примерно, 1 меш до, примерно, 200 меш, от, примерно, 5 до, примерно, 100 меш, от, примерно, 10 до, примерно, 70 меш или около 20 меш до, примерно, 50 меш. Размер макрочастиц из описанных материалов в виде макрочастиц может быть выбран на основе таких факторов, как ожидаемые скважинные условия и/или относительная прочность или твердость материалов в виде макрочастиц, выбранных для использования в данном случае. Более крупные размеры макрочастиц могут быть желательны для ситуаций при использовании материала с низким удельным весом. Например, полимерные частицы размером 12/20 меш могут быть желательны для использования, если предполагается наличие давления смыкания до, примерно, 1500 фунтов на квадратный дюйм. Меньшие размеры частиц желательны в ситуациях, когда используется материал с более высокой прочностью. Например, полимерные частицы размером 20/40 меш или 30/50 меш желательны для применения, если давления смыкания составляет около 16 000 фунтов на квадратный дюйм.
[0035] Необязательно, но возможно, чтобы полученные из оболочечных жидкостей ореха кешью полимерные макрочастицы, применялись в сочетании с расклинивающим агентом, известным в данной области, включая, но, не ограничиваясь, например, песком.
[0036] Полученные из оболочечной жидкости орехов кешью полимерные макрочастицы, могут использоваться в сочетании с одним или несколькими наполнителями для образования композита при обработке скважин. Такие наполнители являются полимерами, не являющимися реакционно способными, и дополнительно служат для повышения прочностной и температурной стабильности полимерного композита, а также для изменения плотности макрочастиц.
[0037] Присутствие подобных наполнителей дополнительно формирует композицию для обработки скважин, имеющую ПУП, отличную от ПУП для композиции из полученных из оболочечной жидкости орехов кешью полимерных макрочастиц. Соотношения объема наполнителей можно выбрать таким образом, чтобы контролировать прочность на раздавливание и стабильность температуры. Как правило, размер частиц наполнителя находится в диапазоне от, примерно, 100 нм до, примерно, 200 мкм.
[0038] Примерами наполнителей являются минералы (такие как мелкодисперсные минералы или тонко измельченные минералы и/или волокна), необязательно связанные подходящим органическим или неорганическим связующим. Подходящие минералы содержат летучую золу, диоксид кремния и песок (включая коллоидальный диоксид кремния, кварцевый песок и кварцевую муку), оксид алюминия, слюду, силикаты, такие как ортосиликаты и метасиликаты, силикат алюминия и силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор и стекло, такое как стеклянные шарики (особенно стеклянные микросферы), стеклянный порошок, стеклянные шарики, стеклянные пузырьки, измельченное стекло, боросиликатное стекло и стекловолокно. Подходящие волокна содержат минеральные волокна, стекловолокно, керамические волокна, углеродные волокна, полимерные волокна, волокна с покрытием (например, углеродные волокна с никелевым покрытием) и синтетические волокна. Кроме того, подходящие наполнители содержат глину, гематит, соли щелочных металлов, дисульфид молибдена, масло, алюминиевые чешуйки, нержавеющую сталь, силикон, политетрафторэтилен, цемент, неорганические соли, сажу, углеродные бакминстерские фуллерены, углеродные нанотрубки, полиэдрические олигомерные сильсесквиоксаны, металлы, оксиды металлов (такие как тетраазоксид тримангана), соли металлов (включая соли щелочных металлов), фосфаты, бораты, карбонат кальция, хлорид кальция, бромид кальция, сульфат бария, алюминиевые хлопья, модифицированный природный материал, измельченные оболочки орехов кешью, измельчение или измельченные семенные оболочки, измельчение или измельченные фруктовые косточки, обработанную древесину и органические полимерные материалы. Кроме того, наполнитель может содержать катион, выбранный из группы, состоящей из щелочных металлов, щелочноземельных металлов, аммония, марганца и цинка и аниона, выбранного из группы, состоящей из галогенида, оксида, карбоната, нитрата, сульфата, ацетата и формиата.
[0039] Количество наполнителя в композите необходимо такое, чтобы обработанная композитом скважина получила необходимое значение ПУП. Как правило, количество наполнителя в составе для обработки скважины составляет, примерно, от 1 до, примерно, 85, более типично, примерно, от 25 до, примерно, 60 процентов от состава для обработки скважины. Количество наполнителя и полимерных макрочастиц может быть приспособлено для адаптации композита с целью получения необходимых физических свойств, включая плотность макрочастиц, их объемную плотность, прочность на раздавливание и т.д.
[0040] Хорошие обрабатывающие композиты обычно готовят путем смешивания полимерных макрочастиц, полученных из оболочек орехов кешью, с выбранными наполнителями в расплавленном состоянии и формируют композит требуемых размеров и физических свойств. Этот процесс достигается известными в промышленности порошков/частиц способами, такими как обработка расплава, криогенное измельчение и т.д.
[0041] Полимерные макрочастицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, могут использоваться с носителем для облегчения размещения полимерных макрочастиц в необходимом месте пласта. Носитель может быть представлен в виде водного, масляного носителя, активированным или эмульсионным флюидом. Водный носитель содержит пресную воду, рассол (включая морскую воду), водную кислоту (например, минеральную кислоту или органическую кислоту), водное основание или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, один из вышеуказанных веществ. Понятно, что во флюиде-носителе могут быть использованы другие полярные жидкости, такие как спирты и гликоли, отдельно или вместе с водой.
[0042] Рассол может представлять, например, морскую воду, попутную воду из пласта, жидкость заканчивания скважин или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеперечисленных веществ. Свойства рассола могут зависеть от процентного соотношения и компонентов рассола. Например, морская вода может содержать многочисленные компоненты, включая сульфат, бром и микропримеси металла, кроме типичных галоидсодержащих солей. Воду, полученную в результате обработки, можно получать как воду из производственного резервуара (например, углеводородного резервуара) или же добывать из земли. Воду, полученную в результате обработки, можно также называть резервуарным рассолом, и она может содержать такие компоненты, как барий, стронций и тяжелые металлы. В дополнение к встречающимся в природе рассолам (например, морской воде и воде из скважин) обогащенный рассол можно синтезировать из пресной воды путем добавления различных солей, например, KCl, NaCl, ZnCl2, MgCl2 или CaCl2, что позволит увеличить плотность рассола, например, от, примерно, 1 до, примерно, 0,6 фунта на галлон рассола CaCl2. Жидкости заканчивания скважин обычно обеспечивают гидростатическое давление, оптимизированное для противодействия пластовым давлениям в скважине. Указанные выше рассолы могут модифицироваться включением одной или нескольких дополнительных солей. Дополнительные соли, включенные в рассол, могут представлять собой NaCl, KCl, NaBr, MgCl2, CaCl2, CaBr2, ZnBr2, NH4Cl, формиат натрия, формиат цезия и комбинации, или содержать, по меньшей мере, одно из вышеуказанных веществ. Соль может присутствовать в рассоле в количестве, примерно, от 0,5 до, примерно, 50 % мас., в частности, примерно, от 1 до, примерно, 40 % масс. И более конкретно, примерно, от 1 до, примерно, 25 % масс. в пересчете на массу флюида.
[0043] Состав для обработки приствольной зоны считается «возбужденным», если сжимаемая в ряде случаев растворимая газовая фаза вводится в состав для обработки приствольной зоны. Примерами газовой фазы являются воздух, азот, диоксид углерода, природный газ и тому подобные вещества, или их смеси, или комбинации, содержащие по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ. Носитель может быть вспенен путем включения негазированного вспенивающего агента. Негазообразный вспенивающий агент может быть амфотерным, катионным или анионным.
[0044] Носитель может быть гелеобразным, неглазурованным или иметь пониженное или более легкое гелеобразование по сравнению с жидкостями-носителями, используемыми при обычных методах обработки трещин/песка. Носитель может быть «слабо гелеобразным», т.е. иметь минимально достаточный гелеобразующий агент, загуститель, такой как загуститель или уменьшитель трения, для достижения снижения трения при закачке скважины (например, при откачке насосно-компрессорных труб, рабочей колонны, обсадной колонны, гибких труб, бурильных труб и т.д.) и/или может характеризоваться как имеющий концентрацию полимера или загустителя от более, чем 0 фунтов полимера на тысячу галлонов основы бурового раствора, до, примерно, 10 фунтов полимера на тысячу галлонов основы бурового раствора и/или вязкостью от, примерно, 1 до, примерно, 10 сантипуаз. Незагущенная флюид-носитель обычно не содержит гелеобразующий агент или загуститель.
[0045] Флюид-носитель или флюид для гидроразрыва могут дополнительно содержать одну или несколько обычных присадок, принятых для обслуживания скважин, такие как гелеобразующий агент, сшивающий агент, реагент для разрушения гелей, поверхностно-активное вещество, биоцид, агент для снижения поверхностного натяжения, пенообразователь, пеногаситель, деэмульгатор, агент для разрушения эмульсий, ингибитор образования накипи, ингибитор гидрата газа, полимерный специфический реагент для разрушения ферментов, реагент, разрушающий продукты окисления, буфер, стабилизатор глины, кислота, буфер, растворитель или их смесь и другие присадки, предназначенные для обработки скважин, известные в данной области техники. Добавление подобных присадок к флюидам-носителям сводит к минимуму потребность в дополнительных насосах, необходимых для добавления таких материалов «на лету».
[0046] Полимерные макрочастицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, могут предварительно суспендироваться как, по существу, нейтральные плавучие частицы и сохраняться во флюиде-носителе (например, рассоле, который характеризуется почти такой же или, по существу, равной плотностью), а затем закачиваться или помещаться в скважину в том виде, как они имеются, или методом разбавления на лету.
[0047] Термин «по существу нейтрально-плавучий» относится к макрочастицам, которые имеют ПУП, достаточно близкую к ПУП выбранному негелеобразному или слабо загущенному флюиду (например, негелеобразный или слабогелеобразный раствор для заканчивания скважин, другой флюид на водной основе, клеевая вода или другие подходящие флюиды), которая позволяет накачивать и удовлетворительно размещать расклинивающий агент/макрочастицы, используя выбранный негелеобразный или слабо загущенный флюид-носитель.
[0048] Использование незагущенного флюида-носителя исключает потенциальную набивку расклинивающим агентом и/или повреждение пласта и служит повышению производительности скважины. Отсутствие необходимости в формировании сложного суспензионного геля может служить для уменьшения трения в трубах давления, особенно в гибких насосно-компрессорных трубах, а также уменьшать количество оборудования для смешивания на месте и/или же уменьшать время смешивания, а также снижать затраты на производство.
[0049] Для одного варианта реализации изобретения облегченные полимерные частицы, полученные из оболочечных жидкостей ореха кешью, суспендируют во флюиде-носителе и вводят в подземный пласт под давлением, превышающим давление гидроразрыва подземного пласта. При этом способе по меньшей мере часть материала в виде частиц, по существу, нейтрально плавает во флюиде-носителе. Кроме того, легкие полимерные и /или, по существу, нейтрально-плавучие частицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, используются в способе предотвращения проникновения песка в ствол скважины, проникающего в подземный пласт, и могут вводиться в ствол скважины в суспензии с флюидом-носителем; причем материал частиц помещается рядом с подземным пластом для образования набивки, проницаемой для флюида, которая способна уменьшать или существенно предотвращать прохождение частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины и в то же время обеспечить прохождение пластовых флюидов из подземного пласта в ствол скважины. При этом способе, по меньшей мере, часть отдельных частиц материала в виде частиц может служить, по существу, нейтральной плавучей массой во флюиде-носителе.
[0050] Полимерные частицы, полученные из оболочечных жидкостей ореха кешью, легко помещаются в пределах целевой зоны из-за уменьшенных значений по ограничению осаждения. Восстановленная масса полимерных макрочастиц обычно необходима для заполнения эквивалентного объема, по сравнению с использованием обычных частиц для предотвращения попадания песка, которые применяются, например, при гравийной набивке.
[0051] При использовании в процессе обработки скважин легких и/или, по существу, нейтрально-плавучих частиц, они могут вводиться в ствол скважины в любой концентрации, считающейся пригодной или эффективной в условиях данной скважины. Для конкретного варианта реализации изобретения полимерные макрочастицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, присутствуют в массовой концентрации от 0,1 фунта на галлон (фунт/галлон) до 20 фунтов/галлон, в частности, от 0,25 фунта/галлон до 16 фунтов/галлон, а более конкретно, 0,25 фунта/галлон до 12 фунтов на галлон, из расчета общего объема композиции.
[0052] Низкая ПУП полимерных частиц и/или, по существу, нейтрально-плавучих полимерных частиц может приводить к увеличению ширины гидроразрыва с установкой гравийных фильтров при той же нагрузке (т. е. фунт на квадратный фут расклинивающего агента), что позволит обеспечить значительно больший общий объем и увеличить ширину гидроразрыва при такой же массе. В качестве альтернативы, эта характеристика позволит накачивать меньшие массы частиц расклинивающего агента или песка для получения эквивалентной ширины гидроразрыва.
[0053] При использовании в процессе гидравлического разрыва композиции для гидроразрыва, содержащей полимерные макрочастицы, полученные из оболочечной жидкости орехов кешью, композиция может вводиться под достаточно высоким давлением, что позволит вызвать образование или расширение трещин. Полимерные макрочастицы могут смешиваться с носителем любым способом, подходящим для доставки смеси в скважину и/или подземный пласт.
[0054] После формирования или увеличения трещины полимерные макрочастицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, могут образовывать набивку расклинивающим агентом или гидроразрыв с установкой гравийных фильтров, который проницаем для флюидов, формирующихся в стволе скважины, и, по существу, предотвращает или уменьшает переход материалов пласта в ствол скважины.
[0055] Полимерные макрочастицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, могут использоваться для упрощения обработки гидроразрыва пласта или контроля предотвращения попадания песка в ствол скважины, которая реализуется с помощью гибкой трубы, путем значительного снижения требований к свойствам суспензии флюида. При помещении в скважину полимерные макрочастицы проявляют значительно пониженную склонность к осаждению (по сравнению с обычными расклинивающими агентами или макрочастицами, контролируемыми песком), особенно в сильно отклоненных или горизонтальных отделах ствола скважины.
[0056] В этом отношении частицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, могут преимущественно использоваться в любой отклоненной скважине, имеющей угол отклонения относительно вертикали от, приблизительно, 0° до, приблизительно, 90°. Однако, для одного варианта реализации изобретения полимерные частицы могут, преимущественно, использоваться в горизонтальных стволах или в наклонных стволах, имеющих угол отклонения относительно вертикали, примерно, от 30° до, примерно, 90°, в качестве альтернативы, от, приблизительно, 75° до, приблизительно, 90°.
[0057] Макрочастицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, могут вводиться как часть жидкости для обработки пласта в скважинные трубчатые стволы скважины (такие как, труба, рабочая колонна, обсадная труба, бурильная труба) или нижняя гибкая труба. Преимущественно, полимерные частицы могут применяться в качестве, по существу, нейтрально-плавучего расклинивающего агента или частиц, предотвращающих проникновение песка в ствол скважины, в легких или тяжелых рассолах, что устраняет необходимость в сложных сшитых разрывах или флюидах-носителях, предотвращающих проникновение песка в ствол скважины.
[0058] Для одного иллюстративного варианта реализации изобретения операция гравийной набивки может выполняться для ствола скважины, который проникает в подземный пласт, чтобы предотвратить или существенно уменьшить переход частиц пласта в ствол скважины при производстве пластовых флюидов. Подземный пласт может быть закончен, чтобы сообщаться с внутренней частью ствола скважины любым подходящим способом, известным в данной области, например, перфорациями в обсадных трубах ствола скважины и/или с помощью открытой секции отверстия. Узел фильтра, известный на этом уровне техники, может быть размещен или иным образом расположен в стволе скважины, так что, по меньшей мере, часть узла фильтра располагалась рядом с подземным пластом. Затем в ствол скважины может вводиться суспензия, включающая легкие макрочастицы и/или, по существу, нейтрально-плавучие полимерные макрочастицы и флюид-носитель затем вводится в ствол скважины и размещается в прилегающих к подземному пласту местах с помощью циркуляции или другим подходящим способом для формирования проницаемой для флюида набивки в кольцевой области между внешней поверхностью сборного фильтра и внутренней частью ствола скважины, которая способна уменьшать или существенно предотвращать прохождение частиц пласта из подземного пласта в стволе скважины при производстве флюидов из пласта, и в то же время может пропускать флюиды пласта из подземного пласта через фильтр в ствол скважины. Возможно, что суспензия может содержать всю или только часть легких макрочастиц и/или, по существу, нейтральных плавучих макрочастиц. В последнем случае балансовым материалом в виде частиц суспензии может служить и другой материал, такой как обычная гравийная набивка или частицы, служащие для предотвращения проникновения песка в ствол скважины.
[0059] В качестве альтернативы использованию фильтра способ контроля проникновения песка в ствол скважины может применять легкие полимерные и/или, по существу, нейтральные плавучие частицы, полученные из оболочечных жидкостей орехов кешью, в соответствии с любым способом, при котором набивка измельченным материалом образуется в стволе скважины так, что материал становится проницаем для флюидов, полученных из ствола скважины, таких как нефть, газ или вода, но при этом существенным образом предотвращает или уменьшает прохождение пластовых материалов, таких как песок пласта, из пласта в ствол скважины. Такие способы могут или не могут использовать фильтр гравийной набивки, могут обеспечивать введение материала в ствол скважины при давлениях ниже, при равном давлении или выше давления гидроразрыва пласта, например, гидроразрыв с установкой гравийных фильтров и/или могут применяться в сочетании с такими полимерами, как полимер, служащий для консолидации песка, если это необходимо.
Примеры
Образцы
[0060] Образцы фенолформальдегидного полимера, получаемого из жидкости CNSL были получены из CARDOLITE. Характеристики образцов приведены в таблице 1.
Таблица 1.
Тесты стабильности
[0061] Частицы пробного образца были пропущены через фильтр #40 меш. Образец весом 60 граммов помещали в дизельное топливо и еще 60 г образца помещали в раствор НСl и выдерживали при температуре 49°C (120°F ) в течение трех дней. Каждый день образцы визуально проверялись. Никаких изменений не наблюдалось. Через три дня выдержки при 49°С (120°F) образцы вынимали и проверяли на наличие признаков деградации. Для обоих наборов образцов признаков размягчения не наблюдалось.
Тесты на растворимость
[0062] Растворимость образцов А и В в водном растворе, содержащем 12% соляной кислоты и 3% плавиковой кислоты, испытывали при 65°C (150°F ). Для каждого образца выполнялось три прогона. Средняя растворимость для образца А составляла 0,55%, а средняя растворимость для образца В составляла 0,45%. Результаты показывают, что образцы А и В очень стабильны в кислотных условиях даже при повышенной температуре.
Тесты на раздавливание
[0063] Образцы А и В испытывали на прочность на раздавливание в соответствии с API RP 60 (1995). Прочность на раздавливание образцов А и В испытывали путем сжатия образца, который весит 9,4 г, в испытательном цилиндре (имеющем диаметр 3,8 см (1,5 дюйма), как указано в API RP60) в течение 2 минут при 62,4 МПа (9050 фунтов на квадратный дюйм) и при температуре, равной 23°C. После сжатия определяли процентное количество сформированной в результате пыли и агломерацию частиц. Результаты испытаний проиллюстрированы в таблице 2.
Таблица 2.
[0064] Результаты показывают, что образцы А и В имеют превосходную прочность на раздавливание, проявляя прочность на раздавливание, которая приводит к образованию 2% или даже меньше тонкозернистой пыли, образующейся при давлениях смыкания от 6 000 до 16 000 фунтов на квадратный дюйм.
Тесты на проводимость
[0065] Испытания проводимости проводились в соответствии с модифицированным API RP 61 (1989) с использованием ячейки проводимости API с вкладышами из песчаниковых пластов из Огайо для имитации производящего пласта. Затем многослойную упаковку композита, содержащего около 0,4 г образца А, загружали между запечатанными пластинами из песчаника для увеличения ширины подпружиненного слоя, что приводило к формированию частичного монослоя под давлением 0,02 фунта/кв.фут. Набивка с расклинивающим агентом имел объемную плотность около 0,07 г/см3. Проводимость проверялась на образце А при различных температурах. Экспериментальные параметры и результаты проиллюстрированы в таблице 3, а также на Фиг. 1 и 2.
Таблица 3.
[0066] Данные показывают, что проводимость увеличивается, при уменьшении величины давления. Предполагается, что при использовании, в основном, сферических частиц сложного полиэфира, может быть улучшена проводимость при более высоких уровнях давлений.
[0067] Ниже излагаются различные варианты реализации данного изобретения.
[0068] Вариант реализации 1. Способ разрыва подземного пласта, причем вариант реализации включает введение в пласт при давлении, достаточном для создания или увеличения трещины в пласте, композиции для разрыва пласта, содержащей носитель и полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, полимерные частицы с предполагаемой удельной плотностью, меньшей, примерно, 2,4.
[0069] Вариант реализации 2. Способ по варианту реализации 1, при котором полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, содержат термореактивный полимер, термопластичный полимер или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеприведенных веществ.
[0070] Вариант реализации 3. Способ по варианту реализации 1 или варианту реализации 2, при котором полимерные частицы содержат фенолформальдегидный полимер, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, полиэфир, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеперечисленных веществ.
[0071] Вариант реализации 4. Способ по варианту реализации 3, при котором фенолформальдегидный полимер получают из формальдегида и содержащей карданол оболочечной жидкости ореха кешью.
[0072] Вариант реализации 5. Способ по варианту реализации 3 или варианту реализации 4, при котором фенолформальдегидный полимер сшивают или отверждают.
[0073] Вариант реализации 6. Вариант реализация по п. 3, при котором полиэфир полимеризуют из мономерной композиции, содержащей бисфенол, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью и кислотного компонента, который содержит одну или большее число следующих компонентов: терефталевую кислоту, изофталевую кислоту или их производные.
[0074] Вариант реализации 7. Способ по любому из пп. 1-6, при котором полимерные макрочастицы имеют прочность на раздавливание, равную 5% или менее максимальной порожденной тонкозернистой пыли, измеренной в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) RP 60 при давлениях смыкания, превышающих 16 000 фунтов на квадратный дюйм.
[0075] Вариант реализации 8. Способ по любому из пп. 1-7, при котором полимерные частицы, по существу, являются сферическими.
[0076] Вариант реализации 9. Способ по любому из пп. 1-8, при котором полимерные макрочастицы содержат макрочастицы размером, примерно, от 250 микрон до, примерно, 900 микрон.
[0077] Вариант реализации 10. Способ по любому из пп. 1-9, при котором полимерные макрочастицы дополнительно содержат наполнитель, не являющийся реакционно способным.
[0078] Вариант реализации 11. Способ по любому из пп.1-10, при котором носителем служит водный носитель, носитель, основанный на масляной массе, или активированный флюид.
[0079] Вариант реализации 12. Способ по любому из пп.1-11, при котором полимерные макрочастицы вводят в пласт с концентрацией, достаточной для достижения частичного разрыва монослоя.
[0080] Вариант реализации 13. Способ разрыва подземного пласта, причем вариант реализации изобретения включает введение в пласт суспензии, содержащей носитель и полимерные макрочастицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, при давлении, достаточном для создания или увеличения трещин в пласте, причем полимерные частицы имеют предполагаемую удельную плотность менее 2,4; и формирование в созданном разломе набивки расклинивающим агентом, содержащей полимерные макрочастицы, причем набивка расклинивающим агентом проницаема для флюидов, полученных из ствола скважины, и, по существу, предотвращает или уменьшает прохождение пластовых материалов из пласта в ствол скважины.
[0081] Вариант реализации 14. Способ по варианту реализации 13, при котором частичный монослой создается в трещине набивкой расклинивающим агентом.
[0082] Вариант реализации 15. Вариант реализации предотвращения проникновения песка в ствол скважины, проникающий в подземный пласт, содержащий: введение в ствол скважины суспензии полимерных частиц, полученных из оболочечной жидкости ореха кешью и носителя, полимерных макрочастиц, имеющих предполагаемую удельную плотность (ПУП), меньшую чем, примерно, 2,4; и размещение полимерных макрочастиц, расположенных вблизи подземного пласта, с образованием проницаемой для флюида набивки, способной уменьшать или существенно предотвращать прохождение частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины при одновременном обеспечении прохождения пластовых флюидов из подземного пласта в ствол скважины.
[0083] Вариант реализации 16. Способ по варианту реализации 15, при котором полимерные макрочастицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, содержат термореактивный полимер, термопластичный полимер или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеперечисленных веществ.
[0084] Вариант реализации 17. Способ по варианту реализации 15 или варианту реализации 16, при котором полимерные макрочастицы содержат фенолформальдегид, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, полиэфир, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, или их комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из перечисленных выше веществ.
[0085] Вариант реализации 18. Способ по варианту реализации 17, при котором фенолформальдегидный полимер получают из формальдегида и оболочечной жидкости ореха кешью, содержащей карданол.
[0086] Вариант реализации 19. Способ по варианту реализации 17 или варианту реализации 18, при котором фенолформальдегидный полимер сшивают или отверждают.
[0087] Вариант реализации 20. Способ по варианту реализации 17, при котором полиэфир полимеризуют из мономерной композиции, содержащей бисфенол, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, и кислотный компонент, содержащий один или несколько следующих компонентов: терефталевую кислоту, изофталевую кислоту или их производные.
[0088] Вариант реализации 21. Способ по любому из вариантов реализации от 15 до 20, при котором полимерные частицы дополнительно содержат нереакционноспособный наполнитель.
[0089] Вариант реализации 22. Способ по любому из вариантов реализации от 15 до 21, при котором носителем является водный носитель, носитель на основе масла или активированный флюид.
[0090] Вариант реализации 23. Способ по любому из вариантов реализации от 15 до 22, при котором перед введением полимерных частиц в ствол скважины в стволе скважины находится узел фильтра, так что, по меньшей мере, часть фильтра располагается рядом с подземным пластом.
[0091] Вариант реализации 24. Способ по любому из вариантов реализации от 15 до 23, при котором в ствол скважины дополнительно вводят фильтр гравийной набивки.
[0092] Все диапазоны, раскрытые здесь, включают в себя конечные точки, и конечные точки независимо друг от друга объединяются друг с другом. «Или» означает «и / или». Все ссылки включены сюда посредством ссылки.
[0093] Использование терминов «a» и «an» и «the» и подобных терминов в контексте описания изобретения (особенно в контексте следующей формулы изобретения) должно толковаться как для единственного, так и для множественного числа, если только указанное здесь явно не противоречит контексту. Модификатор «около», используемый в связи с количеством, включает указанное значение и имеет значение, определяемое контекстом (например, включает степень ошибки, связанную с измерением конкретного количества).
[0094] Хотя типичные варианты реализации изобретения изложены в целях иллюстрации, приведенные выше описания не должны считаться ограничением объема настоящего изобретения. Соответственно, различные модификации, адаптации и альтернативы могут возникнуть для специалиста в данной области техники без отхода от сущности и объема настоящего изобретения.
Claims (19)
1. Способ разрыва подземного пласта, характеризующийся: введением в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещин в пласте, композиции гидроразрыва, содержащей
носитель и полимерные частицы, имеющие предполагаемую удельную плотность менее примерно 2,4, размер от примерно 10 до примерно 200 меш и полученные из оболочечной жидкости ореха кешью.
2. Способ по п. 1, при котором полимерные частицы вводят в пласт с концентрацией, достаточной для достижения частичного однослойного разрушения.
3. Способ разрыва подземного пласта, характеризующийся:
введением в пласт суспензии, содержащей носитель и полимерные частицы, имеющие предполагаемую удельную плотность менее примерно 2,4, при давлении, достаточном для создания или увеличения трещин в пласте, причем полимерные частицы имеют размер от примерно 10 до примерно 200 меш и получены из оболочечной жидкости ореха кешью; и
образованием в созданной трещине набивки расклинивающим агентом, которая содержит полимерные частицы, причем набивка расклинивающим агентом проницаема для флюидов, полученных из ствола скважины, и по существу предотвращает или уменьшает прохождение пластовых материалов из пласта в ствол скважины.
4. Способ по п. 3, при котором частичный монослой создается в трещине набивкой расклинивающим агентом.
5. Способ предотвращения проникновения песка в ствол скважины, проникающего в подземный пласт, характеризующийся:
введением в ствол скважины суспензии полимерных частиц, имеющих предполагаемую удельную плотность менее 2,4, и носителя, причем полимерные частицы имеют размер от примерно 10 до примерно 200 меш и получены из оболочечной жидкости ореха кешью; и размещением полимерных частиц вблизи подземного пласта с образованием проницаемой для флюида набивки, способной уменьшать или существенно предотвращать прохождение частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины, одновременно позволяя пропускать пластовые флюиды из подземного пласта в ствол скважины.
6. Способ по п. 5, при котором перед введением полимерных частиц в ствол скважины в стволе скважины располагается узел фильтра, таким образом, по меньшей мере, часть узла фильтра располагается рядом с подземным пластом.
7. Способ по п. 5, при котором в ствол скважины дополнительно вводят фильтр гравийной набивки.
8. Способ по любому из пп. 1-7, при котором полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, содержат термореактивный полимер, термопластичный полимер или комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеописанных веществ.
9. Способ по п. 8, при котором полимерные частицы содержат фенолформальдегидный полимер, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, полиэфир, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, или их комбинацию, содержащую, по меньшей мере, одно из вышеперечисленных веществ.
10. Способ по п. 9, при котором полимерные частицы содержат фенолформальдегидный полимер, полученный из формальдегида и оболочечной жидкости ореха кешью, содержащей карданол.
11. Способ по п. 9, при котором полимерные частицы содержат фенолформальдегидный полимер, полученный сшиванием или отверждением.
12. Способ по п. 9, при котором полимерные частицы содержат полиэфир, который полимеризуют из мономерной композиции, содержащей бисфенол, полученный из оболочечной жидкости ореха кешью, и кислотного компонента, содержащего один или более следующих компонентов: терефталевую кислоту, изофталевую кислоту или их производные.
13. Способ по п. 8, отличающийся тем, что полимерные частицы имеют прочность на раздавливание, которая характеризуется наличием 5% или менее объема тонкозернистой пыли, измеренных в соответствии со стандартом Американского института нефти (API) RP 60 при давлениях смыкания более чем 16000 фунтов на квадратный дюйм.
14. Способ по п. 8, при котором полимерные частицы дополнительно содержат нереакционноспособный наполнитель.
15. Способ по п. 8, при котором полимерные частицы, главным образом, являются сферическими.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US15/173,851 US10450503B2 (en) | 2016-06-06 | 2016-06-06 | Methods of using lightweight polymers derived from cashew nut shell liquid in hydraulic fracturing and sand control operations |
US15/173,851 | 2016-06-06 | ||
US15/593,801 US10479929B2 (en) | 2016-06-06 | 2017-05-12 | Spherical high temperature high closure tolerant cashew nut shell liquid based proppant, methods of manufacture, and uses thereof |
US15/593,801 | 2017-05-12 | ||
PCT/US2017/035886 WO2017214009A1 (en) | 2016-06-06 | 2017-06-05 | Cashew nut shell liquid in hydraulic fracturing and sand control operations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2715137C1 true RU2715137C1 (ru) | 2020-02-25 |
Family
ID=60482108
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018144020A RU2715137C1 (ru) | 2016-06-06 | 2017-06-05 | Применение оболочечной жидкости орехов кешью при выполнении гидроразрыва пласта и для предотвращения поступления песка в скважину |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10479929B2 (ru) |
EP (1) | EP3464506A1 (ru) |
CN (1) | CN109312223B (ru) |
BR (1) | BR112018074069A2 (ru) |
RU (1) | RU2715137C1 (ru) |
WO (1) | WO2017214009A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10479929B2 (en) | 2016-06-06 | 2019-11-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Spherical high temperature high closure tolerant cashew nut shell liquid based proppant, methods of manufacture, and uses thereof |
US10450503B2 (en) * | 2016-06-06 | 2019-10-22 | Baker Hughes, LLC | Methods of using lightweight polymers derived from cashew nut shell liquid in hydraulic fracturing and sand control operations |
US11566170B2 (en) * | 2018-12-26 | 2023-01-31 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Proppant particulates formed from polyaromatic hydrocarbons |
US11969708B1 (en) * | 2023-06-20 | 2024-04-30 | King Saud University | Imidazolium ionic liquids made using cardanol extracted from cashew nutshell oil to enhance crude oil recovery in oilfields |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070144736A1 (en) * | 2005-12-28 | 2007-06-28 | Shinbach Madeline P | Low density proppant particles and use thereof |
WO2009005880A2 (en) * | 2007-04-26 | 2009-01-08 | Sun Drilling Products Corporation | Fracture stimulation for a wellbore using thermoset polymer nanocomposite particles |
RU2386025C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта с использованием расклинивающего наполнителя |
US7931087B2 (en) * | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
EA015865B1 (ru) * | 2006-08-30 | 2011-12-30 | Карбо Керамикс Инк. | Проппант низкой насыпной плотности и способы его изготовления |
RU2448142C2 (ru) * | 2007-08-28 | 2012-04-20 | Имерис | Проппанты и добавки от обратного выноса, сделанные из силлиманитных минералов, способы получения и способы применения |
RU2481469C2 (ru) * | 2007-07-24 | 2013-05-10 | СиЭсАй ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЭлЭлСи | Способ замедления осаждения проппанта в гидравлическом разрыве (варианты) |
RU2542022C2 (ru) * | 2010-07-12 | 2015-02-20 | Смит Интернэшнл, Инк. | Способ и система для использования активационного шара |
US20160075940A1 (en) * | 2014-09-16 | 2016-03-17 | Durez Corporation | Low temperature curable proppant |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB8829984D0 (en) | 1988-12-22 | 1989-02-15 | Borden Uk Ltd | Phenolic resins |
US5218038A (en) | 1991-11-14 | 1993-06-08 | Borden, Inc. | Phenolic resin coated proppants with reduced hydraulic fluid interaction |
US8461087B2 (en) * | 2004-12-30 | 2013-06-11 | Sun Drilling Products Corporation | Method for the fracture stimulation of a subterranean formation having a wellbore by using impact-modified thermoset polymer nanocomposite particles as proppants |
CN101580707B (zh) * | 2008-09-25 | 2012-01-11 | 阳泉市长青石油压裂支撑剂有限公司 | 预固化树脂覆膜支撑剂及其制备方法 |
CN102127418B (zh) * | 2010-12-29 | 2012-12-05 | 北京奇想达科技有限公司 | 超轻质支撑剂及其制备方法 |
CN102432786B (zh) * | 2011-11-25 | 2013-07-17 | 营口圣泉高科材料有限公司 | 一种酚醛树脂及其制备方法以及一种支撑剂及其制备方法 |
CN105705014B (zh) * | 2013-03-15 | 2020-07-03 | 普渡研究基金会 | 抗微生物组合物和使用方法 |
RU2523320C1 (ru) * | 2013-05-31 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Полимерный проппант и способ его получения |
US10479929B2 (en) | 2016-06-06 | 2019-11-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Spherical high temperature high closure tolerant cashew nut shell liquid based proppant, methods of manufacture, and uses thereof |
US10450503B2 (en) | 2016-06-06 | 2019-10-22 | Baker Hughes, LLC | Methods of using lightweight polymers derived from cashew nut shell liquid in hydraulic fracturing and sand control operations |
CA3073061C (en) * | 2017-08-18 | 2023-10-17 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising aromatic compounds for use in oil and/or gas wells and related methods |
-
2017
- 2017-05-12 US US15/593,801 patent/US10479929B2/en active Active
- 2017-06-05 CN CN201780033887.6A patent/CN109312223B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2017-06-05 RU RU2018144020A patent/RU2715137C1/ru active
- 2017-06-05 BR BR112018074069-1A patent/BR112018074069A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2017-06-05 EP EP17810772.8A patent/EP3464506A1/en not_active Withdrawn
- 2017-06-05 WO PCT/US2017/035886 patent/WO2017214009A1/en unknown
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070144736A1 (en) * | 2005-12-28 | 2007-06-28 | Shinbach Madeline P | Low density proppant particles and use thereof |
US7931087B2 (en) * | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
EA015865B1 (ru) * | 2006-08-30 | 2011-12-30 | Карбо Керамикс Инк. | Проппант низкой насыпной плотности и способы его изготовления |
WO2009005880A2 (en) * | 2007-04-26 | 2009-01-08 | Sun Drilling Products Corporation | Fracture stimulation for a wellbore using thermoset polymer nanocomposite particles |
RU2481469C2 (ru) * | 2007-07-24 | 2013-05-10 | СиЭсАй ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЭлЭлСи | Способ замедления осаждения проппанта в гидравлическом разрыве (варианты) |
RU2448142C2 (ru) * | 2007-08-28 | 2012-04-20 | Имерис | Проппанты и добавки от обратного выноса, сделанные из силлиманитных минералов, способы получения и способы применения |
RU2386025C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта с использованием расклинивающего наполнителя |
RU2542022C2 (ru) * | 2010-07-12 | 2015-02-20 | Смит Интернэшнл, Инк. | Способ и система для использования активационного шара |
US20160075940A1 (en) * | 2014-09-16 | 2016-03-17 | Durez Corporation | Low temperature curable proppant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3464506A1 (en) | 2019-04-10 |
WO2017214009A1 (en) | 2017-12-14 |
CN109312223B (zh) | 2021-06-04 |
CN109312223A (zh) | 2019-02-05 |
US10479929B2 (en) | 2019-11-19 |
BR112018074069A2 (pt) | 2019-03-06 |
US20170349814A1 (en) | 2017-12-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7931087B2 (en) | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates | |
US10450503B2 (en) | Methods of using lightweight polymers derived from cashew nut shell liquid in hydraulic fracturing and sand control operations | |
RU2715137C1 (ru) | Применение оболочечной жидкости орехов кешью при выполнении гидроразрыва пласта и для предотвращения поступления песка в скважину | |
US8012582B2 (en) | Sintered proppant made with a raw material containing alkaline earth equivalent | |
CN110157405B (zh) | 用于非常规储层水力压裂的覆膜支撑剂及制备和应用 | |
US20070204992A1 (en) | Polyurethane proppant particle and use thereof | |
US7255168B2 (en) | Lightweight composite particulates and methods of using such particulates in subterranean applications | |
US20100282468A1 (en) | Fracturing fluid compositions comprising solid epoxy particles and methods of use | |
US20130244912A1 (en) | Delivery of Particulate Material Below Ground | |
US20170022411A1 (en) | Hydraulic fracturing system | |
AU2015398683B2 (en) | Fluid creating a fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top having a higher permeability | |
US11180691B2 (en) | Use of composites having coating of reaction product of silicates and polyacrylic acid | |
US11155751B2 (en) | Method of treating subterranean formations with composites having enhanced strength | |
US20170247608A1 (en) | Proppant of an electrically-conductive nano material | |
US20180273835A1 (en) | Novel proppant and methods of using the same | |
CA2993264C (en) | Sugar based epoxy resins with enhanced properties for sand consolidation in subterranean formations | |
SA519402247B1 (ar) | تركيبة رابطة لمادة حشو دعمي | |
WO2020153945A1 (en) | Method of treating subterranean formations with composites having enhanced strength | |
WO2020153942A1 (en) | Composites for treating subterranean formations and processes of making and using the same | |
WO2018044320A1 (en) | Inorganic clay particulate additive for consolidating treatments | |
AU2019292056A1 (en) | Methods of controlling fines migration in a well | |
WO2017214281A1 (en) | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |