RU2778702C2 - Polymer mixtures for production intensification in oil and gas wells - Google Patents
Polymer mixtures for production intensification in oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778702C2 RU2778702C2 RU2019107449A RU2019107449A RU2778702C2 RU 2778702 C2 RU2778702 C2 RU 2778702C2 RU 2019107449 A RU2019107449 A RU 2019107449A RU 2019107449 A RU2019107449 A RU 2019107449A RU 2778702 C2 RU2778702 C2 RU 2778702C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- copolymer
- zirconium
- solution
- friction
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 5
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 title 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 230000001603 reducing Effects 0.000 claims abstract description 24
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 13
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N Vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 claims abstract description 9
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid Chemical compound OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 28
- 240000005497 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 23
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 21
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 14
- JVIFSUQNYWNEHY-UHFFFAOYSA-N Zirconium lactate Chemical compound [Zr+4].CC([O-])C(O)=O.CC([O-])C(O)=O.CC([O-])C(O)=O.CC([O-])C(O)=O JVIFSUQNYWNEHY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims description 10
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 7
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 5
- YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N (Z)-4-hydroxypent-3-en-2-one;zirconium Chemical compound [Zr].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N 0.000 claims description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 229940049920 malate Drugs 0.000 claims description 4
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-L malate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)C(O)CC([O-])=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 4
- RJQQOKKINHMXIM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropanoate;tris(2-hydroxyethyl)azanium Chemical compound CC(O)C(O)=O.OCCN(CCO)CCO RJQQOKKINHMXIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Tris Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 3
- 239000010842 industrial wastewater Substances 0.000 claims description 3
- 229940062461 triethanolamine lactate Drugs 0.000 claims description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 3
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- CNOGUCUPRNUHQN-UHFFFAOYSA-K 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;zirconium(3+) Chemical compound [Zr+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O CNOGUCUPRNUHQN-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 47
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 101
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M NaHCO3 Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 14
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 13
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 12
- 229960003178 Choline Chloride Drugs 0.000 description 12
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M Choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 12
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 12
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 12
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 11
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 10
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L Sodium thiosulphate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 5
- 230000000670 limiting Effects 0.000 description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- NIJJYAXOARWZEE-UHFFFAOYSA-N Depacane Chemical compound CCCC(C(O)=O)CCC NIJJYAXOARWZEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910000031 sodium sesquicarbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000018341 sodium sesquicarbonate Nutrition 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 150000003755 zirconium compounds Chemical class 0.000 description 3
- GZCGUPFRVQAUEE-KCDKBNATSA-N D-(+)-Galactose Natural products OC[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-KCDKBNATSA-N 0.000 description 2
- UAOMVDZJSHZZME-UHFFFAOYSA-N Diisopropylamine Chemical compound CC(C)NC(C)C UAOMVDZJSHZZME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- 240000003444 Paullinia cupana Species 0.000 description 2
- RKBCYCFRFCNLTO-UHFFFAOYSA-N Triisopropylamine Chemical compound CC(C)N(C(C)C)C(C)C RKBCYCFRFCNLTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical class [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 235000019534 high fructose corn syrup Nutrition 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Chemical compound O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 235000012361 paullinia cupana Nutrition 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 2
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYSXWUYLAWPLES-SMVDYOEFSA-N (E)-4-hydroxypent-3-en-2-one;titanium Chemical compound [Ti].C\C(O)=C/C(C)=O.C\C(O)=C/C(C)=O.C\C(O)=C/C(C)=O.C\C(O)=C/C(C)=O RYSXWUYLAWPLES-SMVDYOEFSA-N 0.000 description 1
- AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 1,4-Benzoquinone Chemical compound O=C1C=CC(=O)C=C1 AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IHEDBVUTTQXGSJ-UHFFFAOYSA-M 2-[bis(2-oxidoethyl)amino]ethanolate;titanium(4+);hydroxide Chemical compound [OH-].[Ti+4].[O-]CCN(CC[O-])CC[O-] IHEDBVUTTQXGSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].[Ti+4].[Ti+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- ZFQCFWRSIBGRFL-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].[Zr+4].[Zr+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZFQCFWRSIBGRFL-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- LBTNMWYMGJVEPT-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropanoic acid;N-propan-2-ylpropan-2-amine Chemical compound CC(O)C(O)=O.CC(C)NC(C)C LBTNMWYMGJVEPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- RZOBLYBZQXQGFY-UHFFFAOYSA-N Ammonium lactate Chemical compound [NH4+].CC(O)C([O-])=O RZOBLYBZQXQGFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004251 Ammonium lactate Substances 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N Boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- 235000008222 Cyamopsis psoralioides Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N Glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940015043 Glyoxal Drugs 0.000 description 1
- AQSJGOWTSHOLKH-UHFFFAOYSA-N Phosphite Chemical class [O-]P([O-])[O-] AQSJGOWTSHOLKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003550 alpha-D-galactosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940059265 ammonium lactate Drugs 0.000 description 1
- 235000019286 ammonium lactate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229940077747 antacids containing calcium compounds Drugs 0.000 description 1
- 229940077744 antacids containing magnesium compounds Drugs 0.000 description 1
- 230000000111 anti-oxidant Effects 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 150000001674 calcium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940043430 calcium compounds Drugs 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 230000004059 degradation Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229940043279 diisopropylamine Drugs 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000021374 legumes Nutrition 0.000 description 1
- 150000002681 magnesium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N o-xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- PNIJRIIGBGFYHF-UHFFFAOYSA-N perborate(2-) Chemical compound O[B-]1(O)OO[B-](O)(O)OO1 PNIJRIIGBGFYHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000002467 phosphate group Chemical class [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reduced Effects 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000003609 titanium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K tris(lactato)aluminium Chemical compound CC(O)C(=O)O[Al](OC(=O)C(C)O)OC(=O)C(C)O VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N zirconium(4+) ion Chemical class [Zr+4] GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION
Настоящая заявка испрашивает приоритет в соответствии с разделом 35 Свода законов США, § 119(e), согласно предварительной заявке на патент США №62/394342, поданной 14 сентября 2016 г., содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки.This application claims priority under 35 U.S.C. § 119(e) under U.S. Provisional Application No. 62/394,342, filed September 14, 2016, the contents of which are hereby incorporated by reference in their entirety.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
Текучие среды для водной обработки можно применять для различных видов обработки подземных пластов. Такие виды обработки включают, без ограничения, операции бурения, операции интенсификации и операции заканчивания. В настоящем описании термин «обработка» или «обрабатывать» относится к любой подземной операции, в которой применяют текучую среду, в сочетании с желаемым действием и/или для желаемой цели. Термин «обработка» или «обрабатывать» не подразумевает никакого конкретного действия текучей среды. Вязкие гелеобразные текучие среды для гидроразрыва широко применяют при гидравлическом разрыве подземных зон (например, нефте- или газоносных пластов), через которые проходят стволы скважин, для увеличения добычи углеводородов из подземных зон. То есть вязкую текучую среду для гидроразрыва закачивают через ствол скважины в подземную зону для интенсификации добычи, при таких скорости и давлении, чтобы образовывались трещины, распространяющиеся в подземную зону. Текучая среда для гидроразрыва также несет частицы материала проппанта, например, фракционированный песок, в образованные трещины. Материал проппанта суспендирован в вязкой текучей среде для гидроразрыва, так что материал проппанта осаждается в трещинах, когда вязкую текучую среду для гидроразрыва разрушают и откачивают. Действие материала проппанта заключается в препятствии закрытию трещин, благодаря чему образуются проводящие каналы, через которые добываемые текучие среды могут вытекать в ствол скважины.Aqueous treatment fluids can be used for various treatments of subterranean formations. Such treatments include, without limitation, drilling operations, stimulation operations, and completion operations. As used herein, the term "treatment" or "treat" refers to any underground operation in which a fluid is applied in conjunction with a desired action and/or for a desired purpose. The term "treatment" or "treat" does not imply any particular action of the fluid. Viscous, gel-like fracturing fluids are widely used in hydraulic fracturing of subterranean zones (eg, oil or gas bearing formations) through which wellbores pass to increase the production of hydrocarbons from the subterranean zones. That is, a viscous fracturing fluid is pumped through the wellbore into the subterranean stimulation zone at a rate and pressure such that fractures are formed that propagate into the subterranean zone. The fracturing fluid also carries particles of proppant material, such as graded sand, into the created fractures. The proppant material is suspended in the viscous fracturing fluid such that the proppant material is deposited in the fractures when the viscous fracturing fluid is broken and pumped out. The effect of the proppant material is to prevent fractures from closing, thereby creating conductive channels through which produced fluids can flow into the wellbore.
Примером операции интенсификации с использованием водной текучей среды для обработки является гидравлический разрыв. В некоторых случаях обработка для гидроразрыва включает закачку не содержащей проппанта водной текучей среды для гидроразрыва (известной как текучая среда без проппанта) в подземный пласт, быстрее, чем текучая среда может выходить в пласт, так что давление в пласте возрастает и пласт разрушается, с образованием или усилением одной или более трещин. Усиление трещины включает увеличение существовавшей ранее трещины в пласте. После образования или усиления трещины частицы проппанта в общем случае помещают в трещину для создания проппантной набивки, которая может препятствовать закрытию трещины при снижении гидравлического давления, образуя проводящие каналы, через которые текучие среды могут вытекать в ствол скважины.An example of a stimulation operation using an aqueous treatment fluid is hydraulic fracturing. In some cases, a fracturing treatment involves pumping a proppant-free aqueous fracturing fluid (known as a proppant-free fluid) into a subterranean formation faster than the fluid can enter the formation, so that the pressure in the formation builds up and the formation collapses to form or strengthening one or more cracks. Fracture enhancement involves the expansion of a pre-existing fracture in the formation. After a fracture is formed or strengthened, proppant particles are generally placed in the fracture to create a proppant pack that can prevent the fracture from closing when hydraulic pressure is reduced, creating conductive channels through which fluids can flow into the wellbore.
Во время закачки водной текучей среды для обработки в ствол скважины могут наблюдаться значительные потери энергии, обусловленные трением между водной текучей средой для обработки в турбулентном потоке и пластом и/или трубными изделиями (например, трубами, колтюбингами и т.д.), расположенными в стволе скважины. В результате этих потерь энергии может требоваться дополнительная мощность для обеспечения желаемой обработки. Для снижения таких потерь до настоящего времени в водные текучие среды для обработки включали полимеры.During injection of an aqueous treatment fluid into the wellbore, significant energy losses can occur due to friction between the aqueous treatment fluid in turbulent flow and the formation and/or tubulars (e.g., pipes, coiled tubing, etc.) located in wellbore. As a result of these energy losses, additional power may be required to provide the desired processing. To reduce such losses, polymers have hitherto been included in aqueous treatment fluids.
Снижающий трение полимер должен снижать потери, обусловленные трением между водной текучей средой для обработки в турбулентном потоке и трубными изделиями и/или пластом. Сшитые производные гуара и другие полимерные системы применяли в водных текучих средах для обработки на протяжении более чем 30 лет. В настоящее время хорошие сшивающие характеристики при высокой температуре (~275°F, ~135°С) могут быть получены с использованием производных гуара, таких как КМГПГ, в концентрации примерно 30-40 фунтов/1000 галлонов (3,6-4,8 кг/м3).The friction reducing polymer should reduce friction losses between the aqueous turbulent treatment fluid and the tubular and/or formation. Cross-linked guar derivatives and other polymer systems have been used in aqueous treatment fluids for over 30 years. Currently, good high temperature crosslinking characteristics (~275°F, ~135°C) can be obtained using guar derivatives such as CMHPG at about 30-40 lb/1000 gal (3.6-4.8 kg / m 3 ).
Однако относительно высокое применение полимеров в способах обработки подземных пластов может приводить к значительному повреждению пласта. Кроме того, когда текучую среду для обработки рециркулируют в надземном оборудовании, высокие содержания полимеров с высокой молекулярной массой в текучей среде могут приводить к флокуляции в операциях надземной рециркуляции текучей среды, такой как сбои на терминалах. Желательно применять настолько мало полимера, насколько это возможно в текучей среде для гидроразрыва, благодаря чему снижается общая стоимость работ по гидроразрыву, остается меньше полимерных остатков в трещине и песчаной набивке после разрыва, и минимизируется разрушение пласта. В данной области техники существует потребность в полимерных системах, которые будут обеспечивать повышенную эффективность текучих средств для обработки в подземных зонах, преодолевая вышеуказанные проблемы.However, the relatively high use of polymers in subterranean formation treatments can result in significant damage to the formation. In addition, when the treatment fluid is recycled in aboveground equipment, high levels of high molecular weight polymers in the fluid can lead to flocculation in aboveground fluid recycling operations, such as terminal failures. It is desirable to use as little polymer as possible in the fracturing fluid, thereby reducing the overall cost of the fracturing operation, leaving less polymer residue in the fracture and sand pack after fracturing, and minimizing formation failure. There is a need in the art for polymer systems that will provide improved performance of treatment fluids in subterranean areas, overcoming the above problems.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯBRIEF DESCRIPTION OF THE INVENTION
Согласно настоящему изобретению предложены способы гидроразрыва подземного пласта, включающие стадию закачки водной текучей среды для гидроразрыва в по меньшей мере часть подземного пласта под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта, причем указанная текучая среда для гидроразрыва имеет рН в диапазоне от примерно 6 до примерно 11 и содержит сшивающий агент и сополимер, содержащий один или более мономеров винилфосфоновой кислоты. В одном из вариантов реализации сополимер дополнительно содержит один или более акриламидных мономеров. В другом варианте реализации сополимер дополнительно содержит один или более мономеров акриловой кислоты. В другом варианте реализации текучая среда для гидроразрыва дополнительно содержит один или более полисахаридов.The present invention provides methods for fracturing a subterranean formation comprising the step of injecting an aqueous fracturing fluid into at least a portion of the subterranean formation at a pressure sufficient to fracture the formation, said fracturing fluid having a pH in the range of about 6 to about 11 and comprising a crosslinking agent; and a copolymer containing one or more vinylphosphonic acid monomers. In one embodiment, the copolymer further comprises one or more acrylamide monomers. In another embodiment, the copolymer further comprises one or more acrylic acid monomers. In another embodiment, the fracturing fluid further comprises one or more polysaccharides.
В одном из вариантов реализации сшивающий агент выбран из сшивающих агентов на основе титана, циркония и бора. В другом варианте реализации сшивающий агент включает сшивающий агент на основе циркония, выбранный из лактата циркония, лактатоцирконата триэтаноламина, цирконата триэтаноламина, карбоната циркония, ацетилацетоната циркония, малата циркония, цитрата циркония и полигидроксикомплексов циркония.In one embodiment, the crosslinker is selected from titanium, zirconium, and boron based crosslinkers. In another embodiment, the crosslinker comprises a zirconium-based crosslinker selected from zirconium lactate, triethanolamine lactate zirconate, triethanolamine zirconate, zirconium carbonate, zirconium acetylacetonate, zirconium malate, zirconium citrate, and zirconium polyhydroxy complexes.
В одном из вариантов реализации среднемассовая молекулярная масса сополимеров варьируется от примерно 100000 до примерно 20000000 Дальтон. В одном из вариантов реализации текучая среда для гидроразрыва содержит проппант.In one embodiment, the weight average molecular weight of the copolymers ranges from about 100,000 to about 20,000,000 Daltons. In one embodiment, the fracturing fluid contains a proppant.
В одном из вариантов реализации указанный способ дополнительно включает закачку разжижителя в по меньшей мере часть подземного пласта.In one embodiment, said method further comprises injecting a breaker into at least a portion of the subterranean formation.
В одном из вариантов реализации текучая среда для гидроразрыва выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, соленой воды, попутной воды, возвратной воды, промышленных сточных вод, сточных вод, ассоциированных с добычей нефти, и комбинации указанных вариантов.In one embodiment, the fracturing fluid is selected from fresh water, sea water, brine, salt water, produced water, return water, industrial waste water, waste water associated with oil production, and a combination of these options.
Также предложен способ снижения связанных с трением потерь в текучей среде для обработки скважины, включающий стадию введения в текучую среду для обработки скважины снижающего трение сополимера, содержащего один или более мономеров винилфосфоновой кислоты, в количестве, эффективном для улучшения течения текучей среды для обработки по сравнению с идентичной текучей средой для обработки, не содержащей снижающего трение сополимера.Also provided is a method for reducing friction-related losses in a well treatment fluid, comprising the step of introducing into the well treatment fluid a friction reducing copolymer containing one or more vinylphosphonic acid monomers in an amount effective to improve the flow of the treatment fluid as compared to an identical treatment fluid containing no friction reducing copolymer.
В одном из вариантов реализации указанный способ дополнительно включает стадию введения одного или более полисахаридов в текучую среду для обработки скважины, до, после или одновременно с введением снижающего трение сополимера. В одном из вариантов реализации указанные один или более полисахаридов выбраны из дериватизированного гуара, недериватизированного гуара, крахмалов, производных целлюлозы и комбинаций указанных соединений.In one embodiment, said method further comprises the step of introducing one or more polysaccharides into the well treatment fluid, before, after, or simultaneously with the introduction of the friction reducing copolymer. In one embodiment, said one or more polysaccharides are selected from derivatized guar, non-derivatized guar, starches, cellulose derivatives, and combinations of these compounds.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Согласно настоящему изобретению предложены композиции и способы для гидроразрыва подземного пласта. Также предложены композиции и способы для снижения связанных с трением потерь в текучей среде для обработки скважины. В целом, композиции содержат сополимер, содержащий один или более мономеров винилфосфоновой кислоты («ВФК»). В одном из вариантов реализации сополимер содержит указанные мономеры ВФК, включенные в основную цепь полимера, и/или содержит указанные мономеры ВФК в качестве концевых групп.The present invention provides compositions and methods for fracturing an underground formation. Also provided are compositions and methods for reducing frictional losses in a well treatment fluid. In general, the compositions comprise a copolymer containing one or more vinylphosphonic acid ("VPA") monomers. In one embodiment, the implementation of the copolymer contains these monomers VPA included in the main chain of the polymer, and/or contains these monomers VPA as end groups.
Применение композиций согласно настоящему изобретению может уменьшать общее количество нагрузки полимера на 20-30% или более по сравнению с применяемой в промышленности текучей средой для гидроразрыва согласно существующему уровню техники.The use of compositions according to the present invention can reduce the total amount of polymer loading by 20-30% or more compared to commercially used fracturing fluid according to the prior art.
В настоящем описании термины «винилфосфоновая» и «винилфосфонат» включают производные винилфосфоновой кислоты, такие как соответствующие алкильные сложные эфиры, которые охватывает термин «винилфосфонат».In the present description, the terms "vinylphosphonic" and "vinylphosphonate" include derivatives of vinylphosphonic acid, such as the corresponding alkyl esters, which is covered by the term "vinylphosphonate".
В настоящем описании термин «полимер» охватывает олигомер и включает, без ограничения, как гомополимеры, так и сополимеры.As used herein, the term "polymer" embraces an oligomer and includes, without limitation, both homopolymers and copolymers.
В настоящем описании термин «сополимер» не ограничен полимерами, содержащими два типа мономерных звеньев, но включает любую комбинацию двух или более мономерных звеньев, например, терполимеры, тетраполимеры и подобные соединения.In the present description, the term "copolymer" is not limited to polymers containing two types of monomer units, but includes any combination of two or more monomer units, for example, terpolymers, tetrapolymers, and the like.
В одном из вариантов реализации композиция согласно настоящему изобретению представляет собой эмульсию типа вода-в-масле, которая содержит масляную непрерывную фазу и водную дисперсную фазу. В одном из вариантов реализации сополимер, содержащий один или более мономеров ВФК, содержится в водной фазе.In one embodiment, the composition of the present invention is a water-in-oil emulsion that contains an oily continuous phase and an aqueous continuous phase. In one embodiment, the copolymer containing one or more WFC monomers is contained in an aqueous phase.
Масляная фаза (М) и водная фаза (В) могут присутствовать в отношении М/В, по объему каждой фазы, от по меньшей мере примерно 1:8, в некоторых случаях по меньшей мере примерно 1:6, и в других случаях по меньшей мере примерно 1:4, и до примерно 10:1, в некоторых случаях до примерно 8:1, и в других случаях до примерно 6:1. Если отношение М/В слишком обогащено маслом, полимер в водной фазе может быть слишком концентрированным. Если отношение М/В слишком обогащено водой, эмульсия может быть нестабильной и склонной к расслоению.The oil phase (M) and the water phase (W) may be present in an O/W ratio, by volume of each phase, from at least about 1:8, in some cases at least about 1:6, and in other cases at least at least about 1:4, and up to about 10:1, in some cases up to about 8:1, and in other cases up to about 6:1. If the O/W ratio is too rich in oil, the polymer in the aqueous phase may be too concentrated. If the O/W ratio is too rich in water, the emulsion may be unstable and prone to separation.
Отношение М/В может представлять собой любое отношение или диапазон отношений в указанных выше пределах.The M/W ratio can be any ratio or range of ratios within the above ranges.
В эмульсии типа вода-в-масле согласно настоящему описанию масляная фаза присутствует в виде непрерывной фазы и содержит инертную гидрофобную жидкость. Инертная гидрофобная жидкость может включать, в качестве неограничительных примеров, парафиновые углеводороды, нафтеновые углеводороды, ароматические углеводороды, бензол, ксилол, толуол, минеральные масла, керосины, лигроины, вазелиновые масла, изопарафиновые растворители с разветвленной цепью, разветвленные углеводороды, насыщенные, линейные и/или разветвленные парафиновые углеводороды и комбинации указанных вариантов.In the water-in-oil emulsion of the present disclosure, the oil phase is present as a continuous phase and contains an inert hydrophobic liquid. The inert hydrophobic liquid may include, as non-limiting examples, paraffinic hydrocarbons, naphthenic hydrocarbons, aromatic hydrocarbons, benzene, xylene, toluene, mineral oils, kerosenes, naphthas, liquid paraffins, branched chain isoparaffin solvents, branched hydrocarbons, saturated, linear and/ or branched paraffinic hydrocarbons and combinations of these options.
Конкретные неограничительные примеры включают природные, модифицированные или синтетические масла, такие как изопарафиновый растворитель с разветвленной цепью, доступный как ISOPAR® М и ЕХХАТЕ®, доступный от ExxonMobile Corporation, Irving Тех., узкая фракция разветвленных углеводородов, доступная как KENSOL® 61 от Witco Chemical Company, New York, N.Y., минеральное масло, коммерчески доступное как BLANDOL® от Witco, CALUME™ LVP-100, доступный от Calumet Specialty Products, Burnham, Ill., DRAKEOL® от Penreco Partnership, Houston, Tex., MAGIESOL® от Magie Bros., Oil City, Pa. И растительные масла, такие как масло канолы, кокосовое масло, рапсовое масло и подобные масла.Specific non-limiting examples include natural, modified or synthetic oils such as branched chain isoparaffin solvent available as ISOPAR® M and EXXATE® available from ExxonMobile Corporation, Irving Tech., narrow cut branched hydrocarbons available as KENSOL® 61 from Witco Chemical. Company, New York, N.Y., mineral oil commercially available as BLANDOL® from Witco, CALUME™ LVP-100 available from Calumet Specialty Products, Burnham, Ill., DRAKEOL® from Penreco Partnership, Houston, Tex., MAGIESOL® from Magie Bros., Oil City, Pa. And vegetable oils such as canola oil, coconut oil, rapeseed oil and similar oils.
Инертная гидрофобная жидкость содержится в эмульсии типа вода-в-масле в количестве достаточном для получения стабильной эмульсии. В некоторых вариантах реализации инертная гидрофобная жидкость может содержаться в эмульсии типа вода-в-масле в количестве от примерно 15% до примерно 80% по массе.The inert hydrophobic liquid is contained in the water-in-oil emulsion in an amount sufficient to form a stable emulsion. In some embodiments, the inert hydrophobic liquid may be present in the water-in-oil emulsion in an amount of from about 15% to about 80% by weight.
В некоторых вариантах реализации инертная гидрофобная жидкость содержится в эмульсии типа вода-в-масле в количестве по меньшей мере примерно 15, в некоторых случаях по меньшей мере примерно 17,5, и в других случаях по меньшей мере примерно 20 массовых процентов от массы эмульсии типа вода-в-масле, и может содержаться в количестве до примерно 80, в некоторых случаях до примерно 60, в других случаях до примерно 40 и в некоторых случаях до примерно 30 массовых процентов от массы эмульсии типа вода-в-масле. Общее количество инертной гидрофобной жидкости в эмульсии типа вода-в-масле может представлять собой любое значение или диапазон значений в указанных выше рамках.In some embodiments, the inert hydrophobic liquid is contained in the water-in-oil emulsion in an amount of at least about 15, in some cases at least about 17.5, and in other cases at least about 20 weight percent of the weight of the emulsion. water-in-oil, and may be present in amounts up to about 80, in some cases up to about 60, in other cases up to about 40, and in some cases up to about 30 weight percent, by weight of the water-in-oil emulsion. The total amount of inert hydrophobic liquid in the water-in-oil emulsion may be any value or range of values within the above limits.
В одном из вариантов реализации сополимер дополнительно содержит один или более акриламидных мономеров.In one embodiment, the copolymer further comprises one or more acrylamide monomers.
В одном из вариантов реализации сополимер дополнительно содержит один или более мономеров акриловой кислоты. В настоящем описании термины «акриловый» и «акрилат» включают также производные акриловой кислоты, такие как соответствующие алкильные сложные эфиры, часто называемые акрилатами, причем термин «акрилат» охватывает и соответствующие соли акриловой кислоты, неограничительными примерами которых являются соли натрия, калия и аммония. В одном из вариантов реализации текучая среда для гидроразрыва дополнительно содержит один или более полисахаридов. В одном из вариантов реализации полисахарид выбран из дериватизированного гуара, недериватизированного гуара, крахмалов, производных целлюлозы и комбинаций указанных соединений. Гуар получают из гуаровой камеди, растительного клея из семян бобового растения Cyamopsis tetragonolobus. Водорастворимая фракция (85%), называемая «гуаран», состоит из линейных цепей звеньев (l,4)-β-D маннопиранозила со звеньями α-D-галактопиранозила, соединенными посредством (1,6)-связей. Отношение D-галактозы к D-маннозе в гуаране составляет примерно 1:2. Гуаровая камедь обычно имеет среднемассовую молекулярную массу от 2000000 до 5000000 Дальтон. В одном из вариантов реализации дериватизированный гуар согласно настоящему описанию включает, без ограничения, гидроксипропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгуар (КМГ), гидроксиэтилгуар (ГЭГ), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ), гидроксибутилгуар (ГБГ), катионный гуар, гидрофобно модифицированный гуар (ГМГ), гидрофобно модифицированный карбоксиметилгуар (ГМКМГ), гидрофобно модифицированный гидроксиэтилгуар (ГМГЭГ), гидрофобно модифицированный гидроксипропилгуар (ГМГПГ), гидрофобно модифицированный карбоксиметилгидроксипропилгуар (ГМКМГПГ), гидрофобно модифицированный гидроксибутилгуар (ГМГБГ) и гидрофобно модифицированный катионный гуар (ГМКГ). В одном из вариантов реализации полисахарид представляет собой КМГПГ.In one embodiment, the copolymer further comprises one or more acrylic acid monomers. As used herein, the terms "acrylic" and "acrylate" also include derivatives of acrylic acid, such as the corresponding alkyl esters, often referred to as acrylates, and the term "acrylate" also includes the corresponding salts of acrylic acid, of which sodium, potassium, and ammonium salts are non-limiting examples. . In one embodiment, the fracturing fluid further comprises one or more polysaccharides. In one embodiment, the polysaccharide is selected from derivatized guar, non-derivatized guar, starches, cellulose derivatives, and combinations of these compounds. Guar is obtained from guar gum, a vegetable glue from the seeds of the legume Cyamopsis tetragonolobus. The water-soluble fraction (85%), referred to as "guarana", consists of linear chains of (l,4)-β-D mannopyranosyl units with α-D-galactopyranosyl units connected via (1,6)-bonds. The ratio of D-galactose to D-mannose in guarana is approximately 1:2. Guar gum typically has a weight average molecular weight of 2,000,000 to 5,000,000 Daltons. In one embodiment, the derivatized guar as described herein includes, but is not limited to, hydroxypropyl guar (HPG), carboxymethyl guar (CMG), hydroxyethyl guar (HEG), carboxymethylhydroxypropyl guar (CMHPG), hydroxybutyl guar (HBG), cationic guar, hydrophobically modified guar (HMG), hydrophobically modified carboxymethyl guar (HMCMG), hydrophobically modified hydroxyethyl guar (HMGEG), hydrophobically modified hydroxypropyl guar (HMGPG), hydrophobically modified carboxymethyl hydroxypropyl guar (HMCMGPG), hydrophobically modified hydroxybutyl guar (HMGBG), and hydrophobically modified cationic guar (HMKG). In one embodiment, the polysaccharide is CMHPG.
В одном из вариантов реализации среднемассовая молекулярная масса сополимера варьируется от примерно 100000 до примерно 20000000 Дальтон. В другом варианте реализации среднемассовая молекулярная масса сополимера варьируется от примерно 500000 до примерно 15000000 Дальтон. В другом варианте реализации среднемассовая молекулярная масса сополимера варьируется от примерно 1000000 до примерно 10000000 Дальтон.In one embodiment, the weight average molecular weight of the copolymer ranges from about 100,000 to about 20,000,000 Daltons. In another embodiment, the weight average molecular weight of the copolymer ranges from about 500,000 to about 15,000,000 Daltons. In another embodiment, the weight average molecular weight of the copolymer ranges from about 1,000,000 to about 1,000,000 Daltons.
В одном из вариантов реализации предложен способ гидроразрыва подземного пласта, включающий стадию закачки водной текучей среды для гидроразрыва в по меньшей мере часть подземного пласта под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта, причем указанная текучая среда для гидроразрыва имеет величину рН в диапазоне от примерно 6 до примерно 11 (или любое значение в указанном диапазоне) и содержит сшивающий агент и сополимер, содержащий один или более мономеров винилфосфоновой кислоты. В одном из вариантов реализации величина рН варьируется от примерно 8 до примерно 10 (или любое значение в указанном диапазоне).In one embodiment, a method for fracturing a subterranean formation is provided, comprising the step of injecting an aqueous fracturing fluid into at least a portion of the subterranean formation at a pressure sufficient to fracture the formation, said fracturing fluid having a pH value in the range of about 6 to about 11 (or any value in the specified range) and contains a crosslinking agent and a copolymer containing one or more vinylphosphonic acid monomers. In one embodiment, the implementation of the pH value varies from about 8 to about 10 (or any value in the specified range).
Сшивающие агенты, применяемые в настоящем изобретении, включают, без ограничения, соединения меди, соединения магния, соединения бора, глиоксаль, соединения циркония, соединения титана (например, соединения титана IV, такие как лактат титана, малат титана, цитрат титана, лактатотитанат аммония, полигидроксикомплексы титана, титанат триэтаноламина и ацетилацетонат титана), соединения кальция, соединения алюминия (такие как, например, лактат алюминия или цитрат алюминия), пара-бензохинон, дикарбоновые кислоты и их соли, фосфитные соединения и фосфатные соединения. В другом варианте реализации сшивающий агент представляет собой химическое соединение, содержащее поливалентный ион, такой как, без ограничения, ион бора или такого металла, такого как хром, железо, алюминий, титан, сурьма и цирконий, или смеси указанных поливалентных ионов.Cross-linking agents useful in the present invention include, without limitation, copper compounds, magnesium compounds, boron compounds, glyoxal, zirconium compounds, titanium compounds (e.g., titanium IV compounds such as titanium lactate, titanium malate, titanium citrate, ammonium lactate titanate, titanium polyhydroxy complexes, triethanolamine titanate and titanium acetylacetonate), calcium compounds, aluminum compounds (such as, for example, aluminum lactate or aluminum citrate), p-benzoquinone, dicarboxylic acids and their salts, phosphite compounds and phosphate compounds. In another embodiment, the crosslinker is a chemical compound containing a polyvalent ion, such as, without limitation, a boron ion or a metal ion such as chromium, iron, aluminum, titanium, antimony, and zirconium, or mixtures of these polyvalent ions.
В одном из вариантов реализации сшивающий агент выбран из буры, борной кислоты, борных руд (например, колеманита, улексита, и подобных руд) и комбинаций указанных материалов. В другом варианте реализации сшивающий агент представляет собой соединение циркония. Соединения циркония могут включать, без ограничения, ацетилацетонат циркония, цирконат триизопропиламина, лактатоцирконат триизопропиламина, цирконат диизопропиламина, лактатоцирконат диизопропиламина и соединения циркония (IV), такие как лактат циркония, лактатоцирконат триэтаноламина, цирконат триэтаноламина, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, малат циркония, цитрат циркония и полигидроксикомплексы циркония. В одном из вариантов реализации сшивающий агент выбран из сшивающих агентов на основе титана, циркония и бора.In one embodiment, the crosslinker is selected from borax, boric acid, boron ores (eg, colemanite, ulexite, and the like), and combinations of these materials. In another embodiment, the crosslinker is a zirconium compound. Zirconium compounds may include, without limitation, zirconium acetylacetonate, triisopropylamine zirconate, triisopropylamine lactatozirconate, diisopropylamine zirconate, diisopropylamine lactate zirconate, and zirconium(IV) compounds such as zirconium lactate, triethanolamine lactate zirconate, triethanolamine zirconate, zirconium carbonate, zirconium acetylacetonate, zirconium malate, citrate zirconium and polyhydroxy complexes of zirconium. In one embodiment, the crosslinker is selected from titanium, zirconium, and boron based crosslinkers.
Композиции текучих сред для обработки скважин согласно настоящему изобретению могут, факультативно, содержать другие добавки. Добавки в целом включают для улучшения стабильности самой композиции текучей среды, для предотвращения разрушения, вызванного воздействием кислорода, высоких температур, следов ионов переходных металлов, компонентами воды, вводимой в композицию текучей среды, и для предотвращения неоптимальной кинетики реакций поперечной сшивки. Выбор компонентов, применяемых в композициях текучей среды, в значительной степени диктуется свойствами углеводородоносного пласта, в котором их будут применять. Такие добавки могут быть выбраны из воды, масел, солей (включая органические соли), полимеров, биоцидов, ингибиторов коррозии и содействующих растворению агентов, модификаторов рН/буферных агентов (например, кислот и оснований), разжижителей, окислителей, хелатообразователей металлов, комплексообразователей металлов, антиокислителей, смачивающих агентов, стабилизаторов полимеров, стабилизаторов глин, ингибиторов отложений и содействующих растворению агентов, ингибиторов восков и содействующих растворению агентов, ингибиторов осаждения асфальтенов, ингибиторов потока воды, добавок, уменьшающих потери текучей среды, химических цементных растворов, закупоривающих агентов, химикатов для искусственной консолидации песчаников, проппантов, модификаторов проницаемости, вязкоэластичных текучих сред, газов (например, азота и диоксида углерода) и пенообразующих агентов.The well treatment fluid compositions of the present invention may optionally contain other additives. Additives are generally included to improve the stability of the fluid composition itself, to prevent degradation caused by exposure to oxygen, high temperatures, trace transition metal ions, water components introduced into the fluid composition, and to prevent sub-optimal crosslinking reaction kinetics. The choice of components used in fluid compositions is largely dictated by the properties of the hydrocarbon bearing formation in which they will be used. Such additives may be selected from water, oils, salts (including organic salts), polymers, biocides, corrosion inhibitors and solubilizers, pH modifiers/buffering agents (e.g. acids and bases), thinners, oxidizing agents, metal chelating agents, metal complexing agents. , antioxidants, wetting agents, polymer stabilizers, clay stabilizers, scale inhibitors and dissolution aids, wax inhibitors and dissolution aids, asphaltene deposition inhibitors, water flow inhibitors, fluid loss reducing additives, chemical cement slurries, plugging agents, chemicals for artificial consolidation of sandstones, proppants, permeability modifiers, viscoelastic fluids, gases (eg, nitrogen and carbon dioxide), and foaming agents.
В одном из вариантов реализации способ согласно настоящему изобретению включает введение разжижителя геля или окислителя, такого как перборат, пероксид, персульфат, ферменты и подобные добавки.In one embodiment, the method according to the present invention includes the introduction of a gel breaker or oxidizing agent, such as perborate, peroxide, persulfate, enzymes and similar additives.
В одном из вариантов реализации текучая среда для гидроразрыва выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, соленой воды, попутной воды, возвратной воды, промышленных сточных вод, сточных вод, ассоциированных с добычей нефти, и комбинации указанных вариантов.In one embodiment, the fracturing fluid is selected from fresh water, sea water, brine, salt water, produced water, return water, industrial waste water, waste water associated with oil production, and a combination of these options.
Также предложен способ снижения связанных с трением потерь в текучей среде для обработки скважины, включающий стадию введения в текучую среду для обработки скважины сополимера, содержащего один или более мономеров винилфосфоновой кислоты, в количестве, эффективном для улучшения течения текучей среды для обработки по сравнению с идентичной текучей средой для обработки, не содержащей снижающего трение сополимера.Also provided is a method for reducing frictional losses in a well treatment fluid, comprising the step of introducing into the well treatment fluid a copolymer containing one or more vinylphosphonic acid monomers in an amount effective to improve the flow of the treatment fluid compared to an identical fluid. a treatment medium that does not contain a friction reducing copolymer.
В одном из вариантов реализации указанный способ дополнительно включает стадию введения одного или более полисахаридов в текучую среду для обработки, до, после или одновременно с введением снижающего трение сополимера.In one embodiment, said method further comprises the step of introducing one or more polysaccharides into the treatment fluid, before, after, or simultaneously with the introduction of the friction reducing copolymer.
Хотя обсуждались конкретные варианты реализации, описание имеет только иллюстративную, а не ограничительную цель. Множество вариантов настоящего описания буду очевидны специалисту в данной области техники после знакомства с настоящим описанием.While specific implementations have been discussed, the description is for illustrative and not restrictive purposes only. Many variations of the present description will be apparent to a person skilled in the art upon reading the present description.
Если не указано иное, все технические и научные термины, применяемые в настоящем описании, имеют обычные значения, понятные специалисту в той области техники, к которой относится настоящее описание.Unless otherwise indicated, all technical and scientific terms used in the present description have the usual meanings understood by a person skilled in the art to which this description relates.
В настоящем описании и формуле изобретения единственное число включает указание на множественное число, если контекстом явно не предписывается иное.In the present description and claims, the singular includes an indication of the plural, unless the context clearly dictates otherwise.
В настоящем описании, если не указано иное, термин «примерно» или «приблизительно» обозначает приемлемую погрешность конкретного значения, как понятно среднему специалисту в данной области техники, которая зависит, частности, от того, как измеряли или определяли значение. В некоторых вариантах реализации термин «примерно» или «приблизительно» обозначает «в пределах 1, 2, 3 или 4 стандартных отклонений». В некоторых вариантах реализации термин «примерно» или «приблизительно» обозначает «в пределах 50%, 20%, 15%, 10%, 9%, 8%, 7%, 6%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1%, 0,5% или 0,05% от данного значении или диапазона».As used herein, unless otherwise indicated, the term "about" or "approximately" means the acceptable error of a particular value, as understood by one of ordinary skill in the art, which depends, in particular, on how the value was measured or determined. In some embodiments, the term "about" or "approximately" means "within 1, 2, 3, or 4 standard deviations." In some embodiments, the term "about" or "approximately" means "within 50%, 20%, 15%, 10%, 9%, 8%, 7%, 6%, 5%, 4%, 3%, 2 %, 1%, 0.5%, or 0.05% of a given value or range."
Также следует понимать, что любой указанный числовой диапазон включает все входящие в него поддиапазоны. Например, диапазон «от 1 до 10» включает все поддиапазоны между, включительно, указанным минимальным значением 1 и указанным максимальным значением 10; то есть минимальное значение равно или больше 1, и максимальное значение равно или меньше 10, поскольку указанные числовые диапазоны являются непрерывными, они включают каждое значение между минимальным и максимальным значениями. Если явно не указано иное, различные числовые диапазоны, приведенные в настоящем описании, являются приблизительными.It is also to be understood that any given numerical range includes all of its subranges. For example, the range "from 1 to 10" includes all sub-ranges between, inclusive, the specified minimum value of 1 and the specified maximum value of 10; that is, the minimum value is equal to or greater than 1, and the maximum value is equal to or less than 10, since the indicated numerical ranges are continuous, they include every value between the minimum and maximum values. Unless explicitly stated otherwise, the various numerical ranges given in the present description are approximate.
Ниже настоящее изобретение будет описано со ссылками на следующие примеры.Below, the present invention will be described with reference to the following examples.
Следующие примеры являются только иллюстрациями и не предназначены являться ограничениями. Если не указано иное, все процентные содержания указаны от общей массы композиции.The following examples are illustrative only and are not intended to be limiting. Unless otherwise indicated, all percentages are based on the total weight of the composition.
Пример 1 - Раствор полиакриламидаExample 1 - Polyacrylamide Solution
1% раствор полиакриламида получали путем растворения 5 грамм полиакриламида (молекулярная масса 5-6 миллионов) в 500 мл ДИ воды. Затем добавляли 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла 22 сП (измерено при помощи вискозиметра OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of polyacrylamide was prepared by dissolving 5 grams of polyacrylamide (molecular weight 5-6 million) in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were added. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was 22 cps (measured with an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Раствор полимера сшивали путем введения 0,2 мл 30% раствора тиосульфата натрия в 100 мл раствора полимера, доведения рН до ~7,8 и введения 0,075 мл сшивающего агента лактата циркония (5% Zr). Полученный раствор переносили в вискозиметр для высокий температуры и высокого давления («ВТВД вискозиметр») и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Полученные результаты показаны в Таблице 1.The polymer solution was crosslinked by introducing 0.2 ml of a 30% sodium thiosulfate solution in 100 ml of the polymer solution, adjusting the pH to ~7.8 and adding 0.075 ml of the crosslinking agent zirconium lactate (5% Zr). The resulting solution was transferred to a high temperature high pressure viscometer ("HTPD viscometer") and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The results obtained are shown in Table 1.
Как показано в Таблице 1, вязкость после введения сшивающего агента изменялась незначительно по сравнению с вязкостью перед сшиванием (22 сП), и снижалась при повышении температуры до 275°F.As shown in Table 1, the viscosity after the introduction of the crosslinking agent changed little compared to the viscosity before crosslinking (22 cP), and decreased with increasing temperature to 275°F.
Пример 2 - Сополимеры ВФКExample 2 - WFC Copolymers
Синтезировали некоторые содержащие ВФК сополимеры (Таблица 2) и проводили исследование их вязкости при сшивании.Several WFC-containing copolymers were synthesized (Table 2) and their crosslinking viscosity was studied.
1% раствор сополимера ВФК-1 получали путем растворения 5 г эмульсии сополимера ВФК-1 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла 15 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of WFK-1 copolymer was prepared by dissolving 5 g of an emulsion of WFK-1 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was 15 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Раствор полимера сшивали путем введения 0,2 мл 30% раствора тиосульфата натрия в 100 мл раствора полимера, доведения рН до ~7,6 и последующего введения 0,075 мл сшивающего агента лактата циркония (5% Zr). Полученный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Полученные результаты показаны в Таблице 3.The polymer solution was crosslinked by introducing 0.2 ml of a 30% sodium thiosulfate solution in 100 ml of the polymer solution, adjusting the pH to ~7.6 and then adding 0.075 ml of the crosslinking agent zirconium lactate (5% Zr). The resulting solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The results obtained are shown in Table 3.
1% раствор сополимера ВФК-2 получали путем растворения 5 г эмульсии сополимера ВФК-2 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла 11-12 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of VFK-2 copolymer was prepared by dissolving 5 g of an emulsion of VFK-2 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was 11-12 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Раствор полимера сшивали путем введения 0,2 мл 30% раствора тиосульфата натрия в 100 мл раствора полимера, доведения рН до ~8,0 и последующего введения 0,05 мл сшивающего агента лактата циркония (5% Zr). Полученный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Полученные результаты показаны в Таблице 4.The polymer solution was crosslinked by introducing 0.2 ml of a 30% sodium thiosulfate solution in 100 ml of the polymer solution, adjusting the pH to ~8.0, and then adding 0.05 ml of the crosslinking agent zirconium lactate (5% Zr). The resulting solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The results obtained are shown in Table 4.
1% раствор сополимера ВФК-3 получали путем растворения 5 г эмульсии сополимера ВФК-3 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла 15-16 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of WFK-3 copolymer was prepared by dissolving 5 g of an emulsion of WFK-3 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was 15-16 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Раствор полимера сшивали путем введения 0,2 мл 30% раствора тиосульфата натрия в 100 мл раствора полимера, доведения рН до ~8,0 и последующего введения 0,05 мл сшивающего агента лактата циркония (5% Zr). Полученный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Полученные результаты показаны в Таблице 5.The polymer solution was crosslinked by introducing 0.2 ml of a 30% sodium thiosulfate solution in 100 ml of the polymer solution, adjusting the pH to ~8.0, and then adding 0.05 ml of the crosslinking agent zirconium lactate (5% Zr). The resulting solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The results obtained are shown in Table 5.
Примеры 1 и 2 показали, что введение даже малых количеств винилфосфоновой кислоты в сополимер акриламида (Пример 2) значительно увеличивает вязкость после введения сшивающего агента, по сравнению с полиакриламидом (Пример 1), для которого не наблюдалось значительного увеличения вязкости после введения сшивающего агента.Examples 1 and 2 showed that the introduction of even small amounts of vinylphosphonic acid into the acrylamide copolymer (Example 2) significantly increased the viscosity after the introduction of a crosslinker, compared to polyacrylamide (Example 1), which did not show a significant increase in viscosity after the introduction of a crosslinker.
Пример 3 - Исследование рН ВФК-3Example 3 - Study of the pH of WPA-3
1% раствор сополимера ВФК-3 получали путем растворения 5 г эмульсии сополимера ВФК-1 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла 15-16 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of WFK-3 copolymer was prepared by dissolving 5 g of an emulsion of WFK-1 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was 15-16 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Раствор полимера сшивали путем введения 0,2 мл 30% раствора тиосульфата натрия в 100 мл раствора полимера, доведения рН до ~4,7 и последующего введения 0,1 мл сшивающего агента лактата циркония (5% Zr). Полученный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Полученные результаты показаны в Таблице 6.The polymer solution was crosslinked by introducing 0.2 ml of a 30% sodium thiosulfate solution in 100 ml of the polymer solution, adjusting the pH to ~4.7, and then adding 0.1 ml of the crosslinking agent zirconium lactate (5% Zr). The resulting solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The results obtained are shown in Table 6.
1% раствор сополимера ВФК-3 получали путем растворения 5 г эмульсии сополимера ВФК-3 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла 15-16 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of WFK-3 copolymer was prepared by dissolving 5 g of an emulsion of WFK-3 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was 15-16 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Раствор полимера сшивали путем введения 0,2 мл 30% раствора тиосульфата натрия в 100 мл раствора полимера, доведения рН до ~9,2 и последующего введения 0,1 мл сшивающего агента лактата циркония (5% Zr). Полученный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Полученные результаты показаны в Таблице 7.The polymer solution was crosslinked by introducing 0.2 ml of a 30% sodium thiosulfate solution in 100 ml of the polymer solution, adjusting the pH to ~9.2, and then adding 0.1 ml of the crosslinking agent zirconium lactate (5% Zr). The resulting solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The results obtained are shown in Table 7.
Пример 3 показал, что содержащие ВФК сополимеры можно применять для увеличения вязкости в широком диапазоне рН от 4 до 10.Example 3 showed that HFCS containing copolymers can be used to increase viscosity over a wide pH range from 4 to 10.
Пример 4 - Изучение полисахарида и сополимера ВФКExample 4 Study of Polysaccharide and WPA Copolymer
Раствор полисахарида («Раствор 1») получали путем введения 1,5 г карбоксиметил-гидроксипропилгуара («КМГПГ») в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,075 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 30% раствора холинхлорида. рН раствора доводили до значения в диапазоне от 5 до 7, и оставляли КМГПГ для гидратации в течение минимум 30 минут. Вязкость полученного раствора составляла примерно 17-18 сП при 511/сек и 75°F.The polysaccharide solution ("Solution 1") was prepared by introducing 1.5 g of carboxymethyl-hydroxypropyl guar ("CMHPG") in 500 ml of DI water. Then 0.075 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 30% choline chloride solution were introduced. The pH of the solution was adjusted to a value in the range of 5 to 7, and the CMHPG was left to hydrate for at least 30 minutes. The viscosity of the resulting solution was about 17-18 centipoise at 511/sec and 75°F.
1% раствор сополимера ВФК-3 («Раствор 2») получали путем растворения 5 г эмульсии сополимера ВФК-3 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла примерно 13 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).A 1% solution of WFK-3 copolymer ("Solution 2") was prepared by dissolving 5 g of an emulsion of WFK-3 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was about 13 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Растворы 1 и 2 комбинировали в различных количествах для получения 100 г комбинированного раствора. Затем добавляли 0,3 мл 30% раствора тиосульфата натрия. Доводили рН до примерно 9-9,5 при помощи 12,5% раствора сесквикарбоната натрия. Наконец, добавляли 0,1 мл сшивающего агента лактата циркония (содержание Zr ~5%). Комбинированный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Вязкость сшитой системы при различных отношениях смешивания показана в Таблице 8.Solutions 1 and 2 were combined in various amounts to obtain 100 g of a combined solution. Then 0.3 ml of 30% sodium thiosulfate solution was added. The pH was adjusted to about 9-9.5 with 12.5% sodium sesquicarbonate solution. Finally, 0.1 ml of zirconium lactate crosslinker (~5% Zr content) was added. The combined solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The viscosity of the crosslinked system at various mixing ratios is shown in Table 8.
Как показано в Таблице 8, существует синергетическое взаимодействие при сшивании смесей Растворов 1 и 2. Например, комбинации, содержащая 25% Раствора 1 и 75% Раствора 2, демонстрирует более высокую вязкость, чем Раствор 1 или Раствор 2 отдельно.As shown in Table 8, there is a synergistic interaction when crosslinking mixtures of Solutions 1 and 2. For example, a combination containing 25% Solution 1 and 75% Solution 2 exhibits a higher viscosity than Solution 1 or Solution 2 alone.
Раствор полисахарида («Раствор 3») получали путем введения 1,2 г КМГПГ в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,075 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 30% раствора холинхлорида. рН раствора доводили до значения в диапазоне от 5 до 7, и оставляли КМГПГ для гидратации в течение минимум 30 минут. Вязкость полученного раствора составляла примерно 13-14 сП при 511/сек и 75°F. 0,8% раствор сополимера ВФК-4 («Раствор 4») получали путем растворения 4 г эмульсии сополимера ВФК-4 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла примерно 15-16 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).The polysaccharide solution ("Solution 3") was prepared by introducing 1.2 g of CMHPG in 500 ml of DI water. Then 0.075 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 30% choline chloride solution were introduced. The pH of the solution was adjusted to a value in the range of 5 to 7, and the CMHPG was left to hydrate for at least 30 minutes. The viscosity of the resulting solution was about 13-14 centipoise at 511/sec and 75°F. A 0.8% solution of WFK-4 copolymer ("Solution 4") was prepared by dissolving 4 g of an emulsion of WFK-4 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was about 15-16 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Растворы 3 и 4 комбинировали в различных количествах для получения 100 г комбинированного раствора. Затем добавляли 0,3 мл 30% раствора тиосульфата натрия. Доводили рН до примерно 9-9,5 при помощи 12,5% раствора сесквикарбоната натрия. Наконец, добавляли 0,15 мл сшивающего агента лактата циркония (содержание Zr ~5%). Комбинированный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Вязкость сшитой системы при различных отношениях смешивания показана в Таблице 9.Solutions 3 and 4 were combined in various amounts to obtain 100 g of a combined solution. Then 0.3 ml of 30% sodium thiosulfate solution was added. The pH was adjusted to about 9-9.5 with 12.5% sodium sesquicarbonate solution. Finally, 0.15 ml of zirconium lactate crosslinker (~5% Zr content) was added. The combined solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The viscosity of the crosslinked system at various mixing ratios is shown in Table 9.
Как показано в Таблице 9, наблюдается синергетическое увеличение вязкости.As shown in Table 9, there is a synergistic increase in viscosity.
Раствор полисахарида («Раствор 5») получали путем введения 1,2 г КМГПГ в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,075 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 30% раствора холинхлорида. рН раствора доводили до значения в диапазоне от 5 до 7, и оставляли КМГПГ для гидратации в течение минимум 30 минут. Вязкость полученного раствора составляла примерно 13-14 сП при 511/сек и 75°F. 0,8% раствор сополимера ВФК-5 («Раствор 6») получали путем растворения 4 г эмульсии сополимера ВФК-5 в 500 мл ДИ воды. Затем вводили 0,15 г бикарбоната натрия и 0,5 мл 50% раствора холинхлорида. Добавляли 0,5 мл этоксилированного поверхностно-активного вещества в качестве обращающего поверхностно-активного вещества. Раствор медленно перемешивали до полного растворения полимера. Вязкость раствора полимера составляла примерно 15-16 сП (измерено на вискозиметре OFITE модель 900 при 511/сек).The polysaccharide solution ("Solution 5") was prepared by introducing 1.2 g of CMHPG in 500 ml of DI water. Then 0.075 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 30% choline chloride solution were introduced. The pH of the solution was adjusted to a value in the range of 5 to 7, and the CMHPG was left to hydrate for at least 30 minutes. The viscosity of the resulting solution was about 13-14 centipoise at 511/sec and 75°F. A 0.8% solution of WFC-5 copolymer ("Solution 6") was prepared by dissolving 4 g of an emulsion of WFC-5 copolymer in 500 ml of DI water. Then 0.15 g of sodium bicarbonate and 0.5 ml of 50% choline chloride solution were introduced. 0.5 ml of an ethoxylated surfactant was added as a reversing surfactant. The solution was slowly stirred until complete dissolution of the polymer. The viscosity of the polymer solution was about 15-16 cps (measured on an OFITE model 900 viscometer at 511/sec).
Растворы 5 и 6 комбинировали в различных количествах для получения 100 г комбинированного раствора. Затем добавляли 0,3 мл 30% раствора тиосульфата натрия. Доводили рН до примерно 9-9,5 при помощи 12,5% раствора сесквикарбоната натрия. Наконец, добавляли 0,15 мл сшивающего агента лактата циркония (содержание Zr ~5%). Комбинированный раствор переносили в ВТВД вискозиметр и нагревали до 275°F. Измеряли вязкость в зависимости от времени и температуры. Вязкость сшитой системы при различных отношениях смешивания показана в Таблице 10.Solutions 5 and 6 were combined in various amounts to obtain 100 g of a combined solution. Then 0.3 ml of 30% sodium thiosulfate solution was added. The pH was adjusted to about 9-9.5 with 12.5% sodium sesquicarbonate solution. Finally, 0.15 ml of zirconium lactate crosslinker (~5% Zr content) was added. The combined solution was transferred to the HPTD viscometer and heated to 275°F. Viscosity was measured as a function of time and temperature. The viscosity of the crosslinked system at various mixing ratios is shown in Table 10.
Пример 5 - Исследования снижения тренияExample 5 Friction Reduction Studies
Показатели снижения трения для каждого из полимеров ВФК из Таблицы 2 определяли путем измерения падения давления в проточной петле при расходе 5 гал./мин (18,93 л/мин) для 0,1% эмульсии в воде, и сравнения полученных значений с падением давления для воды. Снижение трения определяли следующим образом: % снижения трения = 100 × (падение давления для воды - падение давления для раствора)/падение давления для водыFriction reduction values for each of the HFCS polymers from Table 2 were determined by measuring the pressure drop across the flow loop at a flow rate of 5 GPM (18.93 L/min) for a 0.1% emulsion in water, and comparing these values with the pressure drop for water. Friction reduction was determined as follows: % friction reduction = 100 × (pressure drop for water - pressure drop for solution)/pressure drop for water
Снижение трения для указанных растворов представлено в Таблице 11.The friction reduction for these solutions is presented in Table 11.
Предмет настоящего изобретения был описан со ссылками на конкретные детали определенного варианта реализации. Не предполагается, что указанные детали можно рассматривать как ограничения объема предмета настоящего изобретения, за исключением случаев, когда они включены в прилагаемую формулу изобретения.The subject matter of the present invention has been described with reference to specific details of a particular embodiment. These details are not intended to be construed as limiting the scope of the subject matter of the present invention, except as included in the appended claims.
Следовательно, вышеописанные примеры вариантов реализации хорошо приспособлены для достижения целей и преимуществ, описанных в настоящей заявке и присущих настоящему изобретению. Обсуждаемые выше конкретные варианты реализации являются всего лишь иллюстрациями, поскольку описанные примеры вариантов реализации могут быть модифицированы и практически реализованы различными, но эквивалентными путями, понятными специалисту в данной области техники, ознакомившемуся с положениями настоящего описания. Кроме того, не предусмотрено никаких ограничений на подробности конструкции или дизайна, описанные в настоящей заявке, кроме описанных в формуле изобретения ниже. Следовательно, очевидно, что вышеописанные конкретные иллюстративные варианты реализации могут быть изменены, комбинированы или модифицированы, и все указанные варианты входят в объем и сущность описанных примеров вариантов реализации. Иллюстративно описанные в настоящей заявке примеры вариантов реализации можно подходящим образом практически реализовывать в отсутствии любого из элементов, не описанных конкретно в настоящей заявке, и/или любого факультативного элемента, описанного в настоящей заявке. Хотя композиции и способы описаны в терминах «состоящий», «содержащий» или «включающий» различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов, веществ или стадий. В настоящем описании термин «состоящий по существу из» следует рассматривать как включающий перечисленные компоненты, вещества или стадии, и такие дополнительные компоненты, вещества или стадии, которые не оказывают существенного воздействия на базовые и новые свойства композиции или способа. В некоторых из вариантов реализации композиция согласно указанным вариантам реализации, описанная как «состоящая по существу из» указанных компонентов или веществ, не содержит дополнительных компонентов или веществ, которые изменяют базовые или новые свойства указанной композиции. При возникновении любых противоречий в использовании слова или термина в настоящем описании и в одном или более патентах или других документах, которые могут быть включены посредством ссылок, следует принимать определения, согласующиеся с настоящим описанием.Therefore, the exemplary embodiments described above are well suited to achieve the objectives and advantages described in this application and inherent in the present invention. The specific embodiments discussed above are merely illustrative, as the exemplary embodiments described may be modified and practiced in different but equivalent ways as will be understood by one of ordinary skill in the art once familiar with the teachings of this disclosure. In addition, no restrictions are intended on the details of construction or design described in this application other than those described in the claims below. Therefore, it is obvious that the above-described specific illustrative implementation options can be changed, combined or modified, and all of these options are included in the scope and essence of the described examples of implementation options. Illustratively described in this application, examples of implementation options can be appropriately practiced in the absence of any of the elements not specifically described in this application, and/or any optional element described in this application. Although compositions and methods are described in terms of "consisting", "comprising", or "comprising" various components or steps, compositions and methods may also "consist essentially of" or "consist of" various components, materials, or steps. In the present description, the term "consisting essentially of" should be considered as including the listed components, substances or steps, and such additional components, substances or steps that do not significantly affect the basic and new properties of the composition or method. In some embodiments, a composition according to said embodiments, described as "consisting essentially of" said components or substances, does not contain additional components or substances that change the basic or novel properties of said composition. In the event of any conflict in the use of a word or term in this specification and in one or more patents or other documents that may be incorporated by reference, definitions consistent with this specification should be adopted.
Claims (12)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662394342P | 2016-09-14 | 2016-09-14 | |
| US62/394,342 | 2016-09-14 | ||
| PCT/US2017/051263 WO2018052931A1 (en) | 2016-09-14 | 2017-09-13 | Polymer blends for stimulation of oil & gas wells |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019107449A RU2019107449A (en) | 2020-10-15 |
| RU2019107449A3 RU2019107449A3 (en) | 2020-12-25 |
| RU2778702C2 true RU2778702C2 (en) | 2022-08-23 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3301723A (en) * | 1964-02-06 | 1967-01-31 | Du Pont | Gelled compositions containing galactomannan gums |
| US4686052A (en) * | 1985-07-08 | 1987-08-11 | Dowell Schlumberger Incorporated | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor |
| US4801389A (en) * | 1987-08-03 | 1989-01-31 | Dowell Schlumberger Incorporated | High temperature guar-based fracturing fluid |
| WO2003085232A1 (en) * | 2002-04-03 | 2003-10-16 | Nalco Energy Services, L.P. | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids |
| US20100075871A1 (en) * | 2008-09-22 | 2010-03-25 | Friedrich Engelhardt | Stabilized aqueous polymer compositions and their use |
| RU2490297C2 (en) * | 2008-02-29 | 2013-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Liquid for processing near-wellbore zone using system and oxidant-based liquefaction method |
| US20140251610A1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of Enhancing Fracture Conductivity |
| WO2016160927A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing fluids and methods of treating hydrocarbon formations |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3301723A (en) * | 1964-02-06 | 1967-01-31 | Du Pont | Gelled compositions containing galactomannan gums |
| US4686052A (en) * | 1985-07-08 | 1987-08-11 | Dowell Schlumberger Incorporated | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor |
| US4801389A (en) * | 1987-08-03 | 1989-01-31 | Dowell Schlumberger Incorporated | High temperature guar-based fracturing fluid |
| WO2003085232A1 (en) * | 2002-04-03 | 2003-10-16 | Nalco Energy Services, L.P. | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids |
| RU2490297C2 (en) * | 2008-02-29 | 2013-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Liquid for processing near-wellbore zone using system and oxidant-based liquefaction method |
| US20100075871A1 (en) * | 2008-09-22 | 2010-03-25 | Friedrich Engelhardt | Stabilized aqueous polymer compositions and their use |
| US20140251610A1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of Enhancing Fracture Conductivity |
| WO2016160927A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing fluids and methods of treating hydrocarbon formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2964875C (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
| CN105358651B (en) | Iron-containing breaker compounds and methods of their use | |
| US11279866B2 (en) | Boosters for breakers containing iron compounds | |
| CA2973692C (en) | Crosslinked polymer compositions with two crosslinkers for use in subterranean formation operations | |
| US9574131B2 (en) | Mucilage comprising treatment fluids for subterranean formation operations | |
| AU2013403313B2 (en) | Treatment fluids containing polysaccharides with friction reducing grafts thereon | |
| EP2738233A1 (en) | Methods of treating a subterranean formation with friction reducing clays | |
| CA2933962A1 (en) | Methods for improving the distribution of a sealant composition in a wellbore and treatment fluids providing the same | |
| US11649709B2 (en) | Polymer blends for stimulation of oil and gas wells | |
| RU2664987C2 (en) | Utilization of boron as crosslinking agent in emulsion system | |
| US20180305600A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
| RU2778702C2 (en) | Polymer mixtures for production intensification in oil and gas wells | |
| US11999809B2 (en) | Graft copolymers of dextran and polyacrylamide and methods of making and using same | |
| Yamak | A Laboratory Study on the Use of Seawater in Crosslinked-Gels Used In Hydraulic Fracturing |