RU2825851C2 - Hydraulic fracturing emulsion - Google Patents
Hydraulic fracturing emulsion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2825851C2 RU2825851C2 RU2020135122A RU2020135122A RU2825851C2 RU 2825851 C2 RU2825851 C2 RU 2825851C2 RU 2020135122 A RU2020135122 A RU 2020135122A RU 2020135122 A RU2020135122 A RU 2020135122A RU 2825851 C2 RU2825851 C2 RU 2825851C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- emulsion
- weight
- oil
- salts
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 48
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 31
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 25
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 24
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Polymers OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 claims abstract description 4
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical group CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical group FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 1-Tridecanol Chemical class CCCCCCCCCCCCCO XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- JNYAEWCLZODPBN-UHFFFAOYSA-N 2-(1,2-dihydroxyethyl)oxolane-3,4-diol Polymers OCC(O)C1OCC(O)C1O JNYAEWCLZODPBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- JNYAEWCLZODPBN-CTQIIAAMSA-N sorbitan Polymers OCC(O)C1OCC(O)[C@@H]1O JNYAEWCLZODPBN-CTQIIAAMSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 35
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims description 11
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 7
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 7
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KFNGWPXYNSJXOP-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methylprop-2-enoyloxy)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCCS(O)(=O)=O KFNGWPXYNSJXOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VSSGDAWBDKMCMI-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-(2-methylprop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)NC(C)(C)CS(O)(=O)=O VSSGDAWBDKMCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 2
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002572 propoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 41
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 29
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 27
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- -1 shale Chemical class 0.000 description 13
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 11
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 11
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 11
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 10
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical class 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 9
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 9
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 8
- WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L disulfite Chemical compound [O-]S(=O)S([O-])(=O)=O WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical class OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical class OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- LQPLDXQVILYOOL-UHFFFAOYSA-I pentasodium;2-[bis[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl]amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(=O)[O-])CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O LQPLDXQVILYOOL-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- AMXOYNBUYSYVKV-UHFFFAOYSA-M lithium bromide Chemical compound [Li+].[Br-] AMXOYNBUYSYVKV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M lithium chloride Chemical compound [Li+].[Cl-] KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VUWCWMOCWKCZTA-UHFFFAOYSA-N 1,2-thiazol-4-one Chemical class O=C1CSN=C1 VUWCWMOCWKCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 1-amino-3-(benzimidazol-1-yl)propan-2-ol Chemical compound C1=CC=C2N(CC(O)CN)C=NC2=C1 AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IYXGAVFNZJFSBQ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxybutanedioic acid;phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O.OC(=O)C(O)C(O)C(O)=O IYXGAVFNZJFSBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CCTFAOUOYLVUFG-UHFFFAOYSA-N 2-(1-amino-1-imino-2-methylpropan-2-yl)azo-2-methylpropanimidamide Chemical compound NC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(N)=N CCTFAOUOYLVUFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MTJHSRBOHBCBPX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile;hydrochloride Chemical compound Cl.N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N MTJHSRBOHBCBPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 3-(2,3-dimethoxyphenyl)prop-2-enal Chemical compound COC1=CC=CC(C=CC=O)=C1OC FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SPBWHPXCWJLQRU-FITJORAGSA-N 4-amino-8-[(2r,3r,4s,5r)-3,4-dihydroxy-5-(hydroxymethyl)oxolan-2-yl]-5-oxopyrido[2,3-d]pyrimidine-6-carboxamide Chemical compound C12=NC=NC(N)=C2C(=O)C(C(=O)N)=CN1[C@@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H]1O SPBWHPXCWJLQRU-FITJORAGSA-N 0.000 description 1
- QDHHCQZDFGDHMP-UHFFFAOYSA-N Chloramine Chemical class ClN QDHHCQZDFGDHMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-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
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical class OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 125000000218 acetic acid group Chemical class C(C)(=O)* 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005600 alkyl phosphonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 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
- WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L barium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ba+2] WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000007844 bleaching agent Substances 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- IMBKASBLAKCLEM-UHFFFAOYSA-L ferrous ammonium sulfate (anhydrous) Chemical compound [NH4+].[NH4+].[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O IMBKASBLAKCLEM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229920006007 hydrogenated polyisobutylene Polymers 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Inorganic materials Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000797 iron chelating agent Substances 0.000 description 1
- 229940075525 iron chelating agent Drugs 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910003002 lithium salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000002 lithium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- WIBFFTLQMKKBLZ-SEYXRHQNSA-N n-butyl oleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCCCC WIBFFTLQMKKBLZ-SEYXRHQNSA-N 0.000 description 1
- 125000001624 naphthyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- IIGMITQLXAGZTL-UHFFFAOYSA-N octyl octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCCCCCCCC IIGMITQLXAGZTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical class OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000007870 radical polymerization initiator Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 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
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области полимеров в виде эмульсии «вода-в-масле», также называемой обратной эмульсией. Говоря более конкретно, предмет изобретения представляет собой обратную эмульсию, содержащую стабильный анионный полимер в условиях высокой солености. The present invention relates to the field of water-in-oil emulsion polymers, also called inverse emulsions. More specifically, the subject matter of the invention is an inverse emulsion containing a stable anionic polymer under high salinity conditions.
Другие аспекты изобретения относятся к способу приготовления жидкости для гидроразрыва и способу гидроразрыва нетрадиционных подземных нефтегазовых пластов с использованием указанной обратной эмульсии, и, наконец, последний аспект изобретения касается способа снижения трения жидкости для гидроразрыва в операция гидроразрыва пласта. Other aspects of the invention relate to a method for preparing a fracturing fluid and a method for fracturing unconventional underground oil and gas formations using said inverse emulsion, and finally, the last aspect of the invention concerns a method for reducing the friction of a fracturing fluid in a fracturing operation.
Предшествующий уровень техники Prior art
Добыча нефти (углеводородов) и газа, содержащихся в нетрадиционных подземных коллекторах, находится в стадии разработки в течение нескольких лет и требует раскрытия трещин в коллекторе для рентабельной добычи нефти и газа.Extraction of oil (hydrocarbons) and gas contained in unconventional underground reservoirs has been under development for several years and requires opening up fractures in the reservoir to economically extract oil and gas.
В оставшейся части описания предшествующего уровня техники и изобретения «нетрадиционные подземные коллекторы» обозначают месторождения, требующие специальных технологий добычи, поскольку они не существуют в форме скоплений в пористой проницаемой коренной породе (см. публикацию Les hydrocarbures de roche-mère en France Rapport provisoire – CGIET n° 2011-04-G Ministère de l’écologie, du développement durable, des transports et du logement – Avril 2011) (Source rock hydrocarbons in France, provisional report – Ministry for ecology, sustainable development, transport and housing – April 2011). В качестве газа из нетрадиционных источников могут быть упомянуты сланцевый газ, метан угольных месторождений или газ из малопроницаемых пород. В качестве нефти из нетрадиционных источников могут быть упомянуты тяжелая нефть, сланцевая нефть или нефть из малопроницаемых пород. In the remainder of the description of the prior art and the invention, "unconventional underground reservoirs" denote deposits that require special extraction technologies because they do not exist in the form of accumulations in porous permeable bedrock (see publication Les hydrocarbures de roche-mère en France Rapport provisoire - CGIET n° 2011-04-G Ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement - April 2011) (Source rock hydrocarbons in France, provisional report - Ministry for ecology, sustainable development, transport and housing - April 2011). As gas from unconventional sources, mention may be made of shale gas, coalbed methane or tight rock gas. As oil from unconventional sources, mention may be made of heavy oil, shale oil or tight rock oil.
Залежи, содержащиеся в нетрадиционных коллекторах, огромны и чрезвычайно обширны в областях, из которых ранее не могли быть извлечены, такие как углеводороды материнской породы, например глинистые сланцы, газ из малопроницаемых пород и метан угольных пластов. В Соединенных Штатах сланцевый газ широко добывается и в настоящее время составляет 46% от общего количества природного газа, добываемого в Соединенных Штатах, тогда как в 1998 году он составлял только 28%. Крупнейшие месторождения газа известны под названиями Barnett Shale, Ville Fayette Shale, Mowry Shale, Marcellus Shale, Utica Shale… Бурение плотных (малопроницаемых) коллекторов стало возможным благодаря прогрессу в технологиях бурения. The deposits contained in unconventional reservoirs are enormous and extremely widespread in areas that previously could not be extracted, such as source rock hydrocarbons such as shale, tight gas and coal bed methane. In the United States, shale gas is widely produced and currently accounts for 46% of the total natural gas produced in the United States, up from 28% in 1998. The largest gas fields are known as the Barnett Shale, Ville Fayette Shale, Mowry Shale, Marcellus Shale, Utica Shale… Drilling tight reservoirs has become possible due to advances in drilling technology.
Технологии добычи эволюционировали от вертикальных скважин к горизонтальным скважинам, уменьшив количество необходимых добывающих скважин и их воздействие на грунт, что позволило лучше охватить объем коллектора для извлечения максимального количества газа. Однако проницаемости недостаточно для легкого перемещения газа из коренных пород в скважину для рентабельной добычи газа или нефти в больших количествах. Следовательно, необходимо увеличивать проницаемость и продуктивные поверхности с помощью операций интенсификации притока, в частности, путем гидравлического разрыва породы, находящейся в контакте со скважиной. Production technologies have evolved from vertical wells to horizontal wells, reducing the number of production wells required and their impact on the ground, allowing better coverage of the reservoir volume to extract maximum amounts of gas. However, permeability is not sufficient to easily move gas from the bedrock to the well to economically extract gas or oil in large quantities. Therefore, it is necessary to increase permeability and productive surfaces through stimulation operations, particularly by hydraulically fracturing the rock in contact with the well.
Гидроразрыв пласта Hydraulic fracturing
Целью гидроразрыва пласта является создание дополнительной проницаемости и создание увеличенных площадей добычи газа или нефти. Низкая проницаемость, естественные барьеры плотных слоев и непроницаемость в результате бурения сильно ограничивают добычу. Газ или нефть, содержащиеся в нетрадиционных коллекторах, не могут легко перемещаться из коренных пород в скважину без стимуляции.The purpose of hydraulic fracturing is to create additional permeability and create increased areas for gas or oil production. Low permeability, natural tight rock barriers, and impermeability from drilling severely limit production. Gas or oil contained in unconventional reservoirs cannot easily move from the bedrock into the well without stimulation.
Эти операции гидроразрыва на горизонтальных скважинах начались в 1960 году в Аппалачском регионе, и на сегодняшний день в Соединенных Штатах проведено несколько десятков тысяч операций.These horizontal well hydraulic fracturing operations began in the 1960s in the Appalachian region and have now been performed in the tens of thousands of times in the United States.
Технологии исследований, моделирования коллектора, бурения, цементирования и интенсификации добычи становятся все более сложными с использованием оборудования, позволяющего выполнять эти операции в более короткие периоды времени с точным анализом результатов.Exploration, reservoir modeling, drilling, cementing and stimulation technologies are becoming increasingly sophisticated with equipment that allows these operations to be performed in shorter periods of time with accurate analysis of the results.
Интенсификация добычи для коллектора в результате проведения гидроразрыва пласта Enhancement of reservoir production through hydraulic fracturing
Для этих операций нагнетают воду под высоким давлением и с большим расходом для создания трещин, распределенных перпендикулярно добывающей скважине. Обычно это происходит в несколько этапов для создания трещин по всей длине горизонтальной скважины, что позволяет охватить максимальный объем коллектора.These operations involve injecting water at high pressure and flow rates to create fractures distributed perpendicular to the production well. This is usually done in several stages to create fractures along the entire length of the horizontal well, allowing maximum reservoir volume to be captured.
Чтобы удерживать эти трещины открытыми, добавляют проппанты (например, песок, пластмассы, калиброванную керамику), которые предотвращают закрытие этих трещин и поддерживают капиллярность, созданную сразу после остановки нагнетания.To keep these fractures open, proppants (e.g. sand, plastics, calibrated ceramics) are added to prevent these fractures from closing and maintain the capillarity created immediately after injection stops.
Чтобы уменьшить гидравлическую мощность, необходимую для быстрой закачки воды или рассола в подземный пласт, используются полимеры, известные как уменьшители трения. Использование указанных полимеров позволяет снизить до 70% потери давления из-за внутреннего трения внутри жидкости.To reduce the hydraulic power required to rapidly inject water or brine into an underground formation, polymers known as friction reducers are used. Using these polymers can reduce pressure loss due to internal friction within the fluid by up to 70%.
Полимеры в форме обратной эмульсии обычно используют из-за простоты их использования. Их использование основано на растворении полимера в воде или рассоле. Для этого обратная эмульсия инвертируется, чтобы высвободить полимер, содержащийся в водной фазе обратной эмульсии. После высвобождения полимер оказывается в воде или рассоле, к которым была добавлена обратная эмульсия.Polymers in the form of inverse emulsions are commonly used due to their ease of use. Their use is based on dissolving the polymer in water or brine. To do this, the inverse emulsion is inverted to release the polymer contained in the aqueous phase of the inverse emulsion. Once released, the polymer is in the water or brine to which the inverse emulsion was added.
Жидкости для гидроразрыва как правило имеют в основе воду, содержащую большое количество растворенных солей. В этом контексте промышленности требуются уменьшители трения, которые эффективно работают в рассолах с высоким содержанием соли (с высокой концентрацией растворенных солей), некоторые из которых могут содержать более чем 30000 мг⋅л-1 растворенных солей, даже более чем 100000 мг⋅л-1, особенно с высоким содержанием двухвалентных солей.Fracturing fluids are typically water-based, containing large amounts of dissolved salts. In this context, the industry requires friction reducers that work effectively in high-salt brines (with high concentrations of dissolved salts), some of which may contain more than 30,000 mg⋅L -1 dissolved salts, even more than 100,000 mg⋅L -1 , especially those with high divalent salt content.
Описание изобретения Description of the invention
Заявитель неожиданно обнаружил, что обратная эмульсия типа «вода-в-масле» определенного состава дает более высокие характеристики снижения трения в условиях очень сильной солености с высоким содержанием двухвалентных солей.The applicant has unexpectedly discovered that a water-in-oil invert emulsion of a certain composition provides superior friction reducing performance under very high salinity conditions with high divalent salt content.
Изобретение также относится к способу приготовления жидкости для гидроразрыва с использованием эмульсии изобретения.The invention also relates to a method for preparing a hydraulic fracturing fluid using the emulsion of the invention.
Третий аспект изобретения касается способа гидроразрыва пласта, для которого закачиваемая жидкость была приготовлена в соответствии с предыдущим способом изобретения.The third aspect of the invention concerns a method of hydraulic fracturing a formation, for which the injected fluid was prepared in accordance with the previous method of the invention.
Наконец, последний аспект изобретения касается способа уменьшения трения жидкости для гидроразрыва в операции гидроразрыва с использованием эмульсии согласно изобретению.Finally, the last aspect of the invention concerns a method for reducing the friction of a fracturing fluid in a fracturing operation using an emulsion according to the invention.
Более конкретно, изобретение, во-первых, касается обратной эмульсии «вода-в-масле», содержащей:More specifically, the invention relates, firstly, to a water-in-oil invert emulsion comprising:
- масло;- oil;
-воду;-water;
-по меньшей мере один водорастворимый анионный полимер со средней молекулярной массой более 3 миллионов дальтон, содержащий от 4 до 14 мол.% сульфированных анионных мономеров, от 0 до 17 мол.% карбоксилированных анионных мономеров и от 69 до 96 мол.% неионогенных мономеров;- at least one water-soluble anionic polymer with an average molecular weight of more than 3 million daltons, containing from 4 to 14 mol.% of sulfonated anionic monomers, from 0 to 17 mol.% of carboxylated anionic monomers and from 69 to 96 mol.% of nonionic monomers;
- по меньшей мере один инвертирующий агент и по меньшей мере один эмульгирующий агент, причем массовое соотношение R между общим количеством инвертирующего агента и общим количеством эмульгирующего агента превышает 1,8;- at least one inverting agent and at least one emulsifying agent, wherein the mass ratio R between the total amount of inverting agent and the total amount of emulsifying agent exceeds 1.8;
инвертирующий агент выбирают из этоксилированного нонилфенола, предпочтительно имеющего от 4 до 10 этокси-звеньев; этоксилированный/пропоксилированный спирт, предпочтительно имеющий этокси-/ пропокси-звенья для получения общего количества атомов углерода от C10 до C25, этоксилированный тридециловый спирт и этоксилированный/пропоксилированный жирный спирт,the inverting agent is selected from ethoxylated nonylphenol, preferably having from 4 to 10 ethoxy units; ethoxylated/propoxylated alcohol, preferably having ethoxy/propoxy units to obtain a total number of carbon atoms from C10 to C25, ethoxylated tridecyl alcohol and ethoxylated/propoxylated fatty alcohol,
при этом эмульгирующий агент выбирают из моноолеата сорбитана, сложных эфиров полиэтоксилированного сорбитана, диэтаноламида жирных кислот таллового масла или полиэтоксилированных жирных кислот.wherein the emulsifying agent is selected from sorbitan monooleate, polyethoxylated sorbitan esters, tall oil fatty acid diethanolamide or polyethoxylated fatty acids.
В настоящем изобретении под выражением «между xxx и yyy» понимают диапазон, включающий пределы xxx и yyy.In the present invention, the expression “between xxx and yyy” means a range including the limits xxx and yyy.
Масло, используемое для приготовления эмульсии «вода-в-масле» по настоящему изобретению, может быть минеральным маслом, растительным маслом, синтетическим маслом или смесью нескольких из этих масел.The oil used to prepare the water-in-oil emulsion of the present invention may be a mineral oil, a vegetable oil, a synthetic oil, or a mixture of several of these oils.
Примерами минерального масла являются минеральные масла, содержащие насыщенные углеводороды алифатического, нафтенового, парафинового, изопарафинового, циклопарафинового или нафтильного типа.Examples of mineral oil are mineral oils containing saturated hydrocarbons of the aliphatic, naphthenic, paraffinic, isoparaffinic, cycloparaffinic or naphthyl type.
Примерами синтетического масла являются гидрированный полидецен или гидрированный полиизобутен, сложный эфир, такой как октилстеарат или бутилолеат. Идеально подходит линия продуктов Exxsol® от Exxon.Examples of synthetic oil are hydrogenated polydecene or hydrogenated polyisobutene, an ester such as octyl stearate or butyl oleate. The Exxon Exxsol® product line is ideal.
Обычно массовое отношение водной фазы к масляной фазе в обратной эмульсии предпочтительно составляет от 50:50 до 90:10 и более предпочтительно от 70:30 до 80:20.Typically, the weight ratio of the aqueous phase to the oil phase in the invert emulsion is preferably from 50:50 to 90:10, and more preferably from 70:30 to 80:20.
Эмульсия «вода-в-масле» преимущественно содержит от 12 до 24 мас.% масла, более предпочтительно от 15 до 22% по отношению к общей массе эмульсии.The water-in-oil emulsion preferably contains from 12 to 24% by weight of oil, more preferably from 15 to 22%, based on the total weight of the emulsion.
Эмульсия «вода-в-масле» преимущественно содержит от 30 до 55 мас.% воды, более предпочтительно от 35 до 48 мас.% по отношению к общей массе эмульсии.The water-in-oil emulsion preferably contains from 30 to 55% by weight of water, more preferably from 35 to 48% by weight, based on the total weight of the emulsion.
Используемый здесь термин «водорастворимый полимер» означает полимер, дающий водный раствор без нерастворимых частиц, при растворении при перемешивании в течение 4 часов при 25°C при концентрации 10 г/л в воде.The term "water-soluble polymer" as used herein means a polymer that yields an aqueous solution free of insoluble particles when dissolved under stirring for 4 hours at 25°C at a concentration of 10 g/L in water.
В настоящем изобретении термин «эмульгирующий агент» обозначает агент, способный эмульгировать воду в масле, и агент, способный эмульгировать масло в воде. Более конкретно, считается, что инвертирующий агент представляет собой поверхностно-активное вещество, имеющее число HLB больше или равное 10, а эмульгирующий агент представляет собой поверхностно-активное вещество, имеющее число HLB строго ниже 10.In the present invention, the term "emulsifying agent" means an agent capable of emulsifying water in oil and an agent capable of emulsifying oil in water. More specifically, it is considered that the inverting agent is a surfactant having an HLB number greater than or equal to 10, and the emulsifying agent is a surfactant having an HLB number strictly lower than 10.
Гидрофильно-липофильный баланс (HLB) химического соединения является мерой степени его гидрофильности или липофильности, определяемой путем расчета значений различных участков молекулы, как описано Гриффином в 1949 г. (Griffin WC, Classification of Surface-Active Agents by HLB, Journal of the Society of Cosmetic Chemists, 1949, 1, 1949, 1, ст. 311-326).The hydrophilic-lipophilic balance (HLB) of a chemical compound is a measure of its degree of hydrophilicity or lipophilicity, determined by calculating the values of various regions of the molecule, as described by Griffin in 1949 (Griffin WC, Classification of Surface-Active Agents by HLB, Journal of the Society of Cosmetic Chemists, 1949, 1, pp. 311-326).
В настоящем изобретении заявитель применил метод Гриффина, согласно которому расчет значения основан на химических группах молекулы. Гриффин присвоил безразмерное число от 0 до 20, чтобы дать информацию о растворимости в воде и в масле. Вещества, имеющие HLB-число 10, распределяются между двумя фазами, так что гидрофильная группа (молекулярная масса Mh) имеет полное сродство к воде, в то время как гидрофобная углеводородная группа (молекулярная масса Mp) адсорбируется в неводной фазе.In the present invention, the applicant has applied the Griffin method, according to which the calculation of the value is based on the chemical groups of the molecule. Griffin assigned a dimensionless number from 0 to 20 to give information on the solubility in water and in oil. Substances having an HLB number of 10 are distributed between the two phases, so that the hydrophilic group (molecular weight Mh) has a complete affinity for water, while the hydrophobic hydrocarbon group (molecular weight Mp) is adsorbed in the non-aqueous phase.
Число HLB вещества с общей молекулярной массой M, в котором гидрофильная часть имеет молекулярную массу Mh, составляет HLB = 20 (Mh/M).The HLB number of a substance with a total molecular mass M, in which the hydrophilic part has a molecular mass Mh, is HLB = 20 (Mh/M).
Эмульсия «вода-в-масле» по изобретению может быть приготовлена любым способом, известным специалистам в данной области. Обычно водный раствор, содержащий мономер(ы) и эмульгирующий агент(ы), эмульгируют в масляной фазе. Затем проводят полимеризацию путем добавления инициатора свободнорадикальной полимеризации. Можно сослаться на окислительно-восстановительные пары, с гидропероксидом кумола, трет-бутилгидропероксидом или персульфатами среди окислителей и на сульфит натрия, метабисульфит натрия и соль Мора среди восстановителей. Также можно использовать азосоединения, такие как гидрохлорид 2,2’-азобис (изобутиронитрил) и 2,2’-азобис (2-амидинопропан).The water-in-oil emulsion according to the invention can be prepared by any method known to those skilled in the art. Typically, an aqueous solution containing the monomer(s) and the emulsifying agent(s) is emulsified in an oil phase. The polymerization is then carried out by adding a free radical polymerization initiator. Reference may be made to oxidation-reduction couples, with cumene hydroperoxide, tert-butyl hydroperoxide or persulfates among the oxidizing agents and sodium sulfite, sodium metabisulfite and Mohr's salt among the reducing agents. Azo compounds such as 2,2'-azobis(isobutyronitrile) hydrochloride and 2,2'-azobis(2-amidinopropane) may also be used.
Обычно полимеризация является изотермической, адиабатической или проводится при контролируемой температуре. Это означает, что температура поддерживается постоянной, обычно от 10 до 60°C (изотермическая), или же температура повышается естественным образом (адиабатическая), и в этом случае реакция обычно начинается при температуре ниже 10°C и конечная температура обычно выше 50°C или, наконец, повышение температуры регулируют для получения температурной кривой между изотермической кривой и адиабатической кривой.Polymerization is usually isothermal, adiabatic or temperature controlled. This means that the temperature is maintained constant, usually between 10 and 60°C (isothermal), or the temperature is allowed to rise naturally (adiabatic), in which case the reaction usually starts below 10°C and the final temperature is usually above 50°C, or finally the temperature rise is controlled to obtain a temperature curve between the isothermal curve and the adiabatic curve.
Обычно инвертирующий агент(ы) добавляют в конце реакции полимеризации, предпочтительно при температуре ниже 50°C.Typically, the inverting agent(s) are added at the end of the polymerization reaction, preferably at a temperature below 50°C.
Предпочтительно эмульсия по настоящему изобретению содержит от 15 до 50% в расчете на сухой вес водорастворимого полимера, более предпочтительно от 15 до 40% в расчете на сухой вес и еще более предпочтительно от 15 до 25% в расчете на сухой вес по отношению к общей массе эмульсии.Preferably, the emulsion of the present invention contains from 15 to 50% by dry weight of a water-soluble polymer, more preferably from 15 to 40% by dry weight and even more preferably from 15 to 25% by dry weight, based on the total weight of the emulsion.
В другом предпочтительном варианте для эмульсии по изобретению массовое соотношение R между общим количеством инвертирующего агента и общим количеством эмульгирующего агента составляет более 2, предпочтительно более 2,5, более предпочтительно более 3, еще более предпочтительно более 3,5, и еще более предпочтительно выше 4.In another preferred embodiment for the emulsion according to the invention, the weight ratio R between the total amount of inverting agent and the total amount of emulsifying agent is greater than 2, preferably greater than 2.5, more preferably greater than 3, even more preferably greater than 3.5, and even more preferably greater than 4.
Водорастворимый анионный полимер, содержащийся в эмульсии по изобретению, включает неионные мономеры и сульфированные анионные мономеры и необязательно карбоксилированные анионные мономеры.The water-soluble anionic polymer contained in the emulsion of the invention comprises non-ionic monomers and sulphonated anionic monomers and optionally carboxylated anionic monomers.
Неионные мономеры предпочтительно выбирают из числа акриламида, метакриламида, N-алкилакриламидов, N-алкилметакриламидов, N,N-диалкилакриламидов, N,N-диалкилметакриламидов, акриловых сложных эфиров, метакриловых сложных эфиров. Предпочтительный неионный мономер представляет собой акриламид. The nonionic monomers are preferably selected from acrylamide, methacrylamide, N-alkyl acrylamides, N-alkyl methacrylamides, N,N-dialkyl acrylamides, N,N-dialkyl methacrylamides, acrylic esters, methacrylic esters. A preferred nonionic monomer is acrylamide.
Сульфонированные анионные мономеры предпочтительно выбирают из числа 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (ATBS), 2-метакриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, стиролсульфоновой кислоты, винилсульфоновой кислоты, 3-сульфопропилметакрилата, при этом упомянутые анионные мономеры являются несалифицированными, частично или полностью салифицированными, и солей 3-сульфопропилметакрилата. Предпочтительный сульфонированный анионный мономер представляет собой соль 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты. The sulfonated anionic monomers are preferably selected from 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid (ATBS), 2-methacrylamido-2-methylpropanesulfonic acid, styrene sulfonic acid, vinyl sulfonic acid, 3-sulfopropyl methacrylate, wherein said anionic monomers are unsalified, partially or fully salified, and salts of 3-sulfopropyl methacrylate. A preferred sulfonated anionic monomer is a salt of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid.
Карбоксилированные анионные мономеры предпочтительно выбирают из числа акриловой кислоты, метакриловой кислоты, итаконовой кислоты, малеиновой кислоты, при этом упомянутые анионные мономеры являются несолеобразующими, частично или полностью солеобразующими. Предпочтительный карбоксилированный анионный мономер представляет собой натриевую соль акриловой кислоты. The carboxylated anionic monomers are preferably selected from acrylic acid, methacrylic acid, itaconic acid, maleic acid, wherein the said anionic monomers are non-salt-forming, partially or completely salt-forming. A preferred carboxylated anionic monomer is the sodium salt of acrylic acid.
Карбоксилированные анионные мономеры, необязательно включенные в растворимый в воде анионный полимер, также могут представлять собой продукт реакции гидролиза полимера, хорошо известный для специалистов в соответствующей области техники. Например, акриловая кислота может представлять собой продукт гидролиза акриламида. The carboxylated anionic monomers optionally included in the water-soluble anionic polymer may also be a product of a hydrolysis reaction of the polymer, as is well known to those skilled in the art. For example, acrylic acid may be a product of the hydrolysis of acrylamide.
Для получения растворимого в воде анионного полимера изобретения может быть выбрано несколько неионных и анионных мономеров. Предпочтительно, растворимый в воде анионный полимер является полимером акриламида и натриевой соли 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты. Several nonionic and anionic monomers can be selected to obtain the water-soluble anionic polymer of the invention. Preferably, the water-soluble anionic polymer is a polymer of acrylamide and sodium salt of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid.
Водорастворимый анионный полимер имеет среднюю молекулярную массу более 3 миллионов дальтон. Предпочтительно эта средняя молекулярная масса составляет от 3 до 30 миллионов дальтон, более предпочтительно от 8 до 18 миллионов дальтон.The water-soluble anionic polymer has an average molecular weight of more than 3 million daltons. Preferably, this average molecular weight is from 3 to 30 million daltons, more preferably from 8 to 18 million daltons.
«Средняя молекулярная масса» в настоящем изобретении определяется характеристической вязкостью. Характеристическая вязкость может быть измерена методами, известными специалистам в данной области техники, и может быть рассчитана, в частности, из значений приведенной вязкости как функции различных концентраций с использованием графического метода путем нанесения значений приведенной вязкости (по оси Y) относительно концентрации (по оси X) и экстраполяция кривой до нулевой концентрации. Значение характеристической вязкости считывается по оси Y или с использованием метода наименьших квадратов. Затем можно определить среднюю молекулярную массу, используя хорошо известное уравнение Марка-Хаувинка:"Average molecular weight" in the present invention is defined by the intrinsic viscosity. Intrinsic viscosity can be measured by methods known to those skilled in the art and can be calculated, in particular, from the reduced viscosity values as a function of various concentrations using a graphical method by plotting the reduced viscosity values (Y-axis) against the concentration (X-axis) and extrapolating the curve to zero concentration. The intrinsic viscosity value is read off from the Y-axis or using the least squares method. The average molecular weight can then be determined using the well-known Mark-Houwink equation:
[η] = KMα, [η] = KM α ,
[η] представляет собой характеристическую вязкость полимера, определенную при использовании метода измерения вязкости в растворе; [η] is the intrinsic viscosity of the polymer determined using the solution viscosity method;
K представляет собой эмпирическую константу; K is an empirical constant;
М представляет собой среднюю молекулярную массу полимера; M is the average molecular weight of the polymer;
α представляет собой коэффициент Марка-Хаувинка; α is the Mark-Houwink coefficient;
α и K зависят от конкретной системы полимер-растворитель. α and K depend on the specific polymer-solvent system.
Эмульсия изобретения предпочтительно содержит от 0,5 до 10 мас.% инвертирующего агента и от 0,5 до 16 мас.% эмульгирующего агента по отношению к общей массе эмульсии. The emulsion of the invention preferably contains from 0.5 to 10% by weight of an inverting agent and from 0.5 to 16% by weight of an emulsifying agent relative to the total weight of the emulsion.
Эмульсия «вода-в-масле» преимущественно содержит от 0,8 до 2 мас.% по меньшей мере одного эмульгирующего агента по отношению к общей массе эмульсии.The water-in-oil emulsion preferably contains from 0.8 to 2% by weight of at least one emulsifying agent based on the total weight of the emulsion.
Эмульсия «вода-в-масле» предпочтительно содержит от 1,5 до 8 мас.% по меньшей мере одного инвертирующего агента по отношению к общей массе эмульсии.The water-in-oil emulsion preferably contains from 1.5 to 8% by weight of at least one inverting agent based on the total weight of the emulsion.
Например, соли, содержащиеся в эмульсии «вода-в-масле», могут быть натриевыми солями, литиевыми солями, калиевыми солями, магниевыми солями, алюминиевыми солями, аммониевыми солями, солями фосфорной кислоты, солями серной кислоты, солями хлористо-водородной кислоты, солями лимонной кислоты, солями уксусной кислоты, кислыми солями фосфорной кислоты-винной кислоты, растворимыми в воде неорганическими солями или другими неорганическими солями и их смесями. Данные соли включают хлорид натрия, сульфат натрия, бромид натрия, хлорид кальция, сульфат аммония, хлорид аммония, хлорид лития, бромид лития, хлорид калия, бромид калия, сульфат магния, сульфат алюминия, гидрофосфат натрия, гидрофосфат калия и их смеси. Предпочтительны хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид аммония, сульфат аммония, и, кроме того, их смеси. For example, the salts contained in the water-in-oil emulsion can be sodium salts, lithium salts, potassium salts, magnesium salts, aluminum salts, ammonium salts, phosphoric acid salts, sulfuric acid salts, hydrochloric acid salts, citric acid salts, acetic acid salts, phosphoric acid-tartaric acid acid salts, water-soluble inorganic salts or other inorganic salts and mixtures thereof. These salts include sodium chloride, sodium sulfate, sodium bromide, calcium chloride, ammonium sulfate, ammonium chloride, lithium chloride, lithium bromide, potassium chloride, potassium bromide, magnesium sulfate, aluminum sulfate, sodium hydrogen phosphate, potassium hydrogen phosphate and mixtures thereof. Sodium chloride, calcium chloride, ammonium chloride, ammonium sulfate, and mixtures thereof are preferred.
Дальнейший аспект изобретения относится к способу приготовления жидкости для гидроразрыва, включающему:A further aspect of the invention relates to a method for preparing a fracturing fluid comprising:
а) обеспечение наличия обратной эмульсии изобретения;a) ensuring the presence of the inverse emulsion of the invention;
b) обращение обратной эмульсии путем добавления ее к рассолу, содержащему более 30 000 ч./млн солей и с двухвалентным отношением R+ выше или равным 0,15, где R+ представляет собой массовое отношение: двухвалентные соли/общее количество солей;b) reversing the invert emulsion by adding it to a brine containing more than 30,000 ppm of salts and with a divalent ratio R + greater than or equal to 0.15, where R + is the mass ratio: divalent salts/total salts;
c) необязательно добавление по меньшей мере одного проппанта.c) optionally adding at least one proppant.
Под общим количеством солей подразумевается общее количество соли в рассоле.Total salts refers to the total amount of salt in the brine.
Рассол может содержать одновалентные и/или поливалентные соли или их комбинации. Примеры солей включают, но не ограничиваются ими, соли натрия, лития, калия, алюминия, фосфата, сульфата, магния, бария, нитрата и другие неорганические соли и их смеси.The brine may contain monovalent and/or polyvalent salts or combinations thereof. Examples of salts include, but are not limited to, sodium, lithium, potassium, aluminum, phosphate, sulfate, magnesium, barium, nitrate and other inorganic salts and mixtures thereof.
Рассол предпочтительно содержит по меньшей мере один из следующих элементов: хлорид натрия, хлорид кальция, бромид натрия, бромид кальция, хлорид бария, хлорид магния, бромид цинка, формиат натрия и формиат калия.The brine preferably contains at least one of the following elements: sodium chloride, calcium chloride, sodium bromide, calcium bromide, barium chloride, magnesium chloride, zinc bromide, sodium formate and potassium formate.
Предпочтительно солевой раствор, используемый для приготовления жидкости для гидроразрыва, содержит более 70000 ч./млн солей и более предпочтительно более 100000 ч./млн солей, предпочтительно рассол содержит от 70000 до 350000 ч./млн солей, более предпочтительно от 100000 до 350000 ч./млн.Preferably, the brine used to prepare the fracturing fluid contains more than 70,000 ppm of salts, and more preferably more than 100,000 ppm of salts, preferably the brine contains from 70,000 to 350,000 ppm of salts, more preferably from 100,000 to 350,000 ppm.
В одном из предпочтительных вариантов способа приготовления жидкости для гидроразрыва:In one preferred embodiment of the method for preparing hydraulic fracturing fluid:
- когда рассол содержит от 30000 ч./млн до 70000 ч./млн (исключая верхний предел) солей (стадия b), соотношение R эмульсии (стадия a) предпочтительно выше 1,8;- when the brine contains from 30,000 ppm to 70,000 ppm (excluding the upper limit) of salts (stage b), the R ratio of the emulsion (stage a) is preferably higher than 1.8;
- когда рассол содержит от 70000 ч./млн до 100000 ч./млн (исключая верхний предел) солей, соотношение R эмульсии предпочтительно выше 2;- when the brine contains from 70,000 ppm to 100,000 ppm (excluding the upper limit) of salts, the R ratio of the emulsion is preferably higher than 2;
- когда рассол содержит от 100000 ч./млн до 150000 ч./млн (исключая верхний предел) солей, соотношение R эмульсии предпочтительно выше 2,5;- when the brine contains from 100,000 ppm to 150,000 ppm (excluding the upper limit) of salts, the R ratio of the emulsion is preferably higher than 2.5;
- когда рассол содержит от 150000 ч./млн до 200000 ч./млн (исключая верхний предел) солей, соотношение R эмульсии предпочтительно выше 3;- when the brine contains from 150,000 ppm to 200,000 ppm (excluding the upper limit) of salts, the R ratio of the emulsion is preferably higher than 3;
- когда рассол содержит от 200000 ч./млн до 250000 ч./млн (исключая верхний предел) солей, соотношение R эмульсии предпочтительно выше 3,5; а также- when the brine contains from 200,000 ppm to 250,000 ppm (excluding the upper limit) of salts, the R ratio of the emulsion is preferably higher than 3.5; and
- когда рассол содержит более 250000 ч./млн (исключая верхний предел) солей, соотношение R эмульсии предпочтительно превышает 4.- when the brine contains more than 250,000 ppm (excluding the upper limit) of salts, the R ratio of the emulsion preferably exceeds 4.
Предпочтительно двухвалентное отношение R+, равное массовому отношению: двухвалентные соли/общие количество солей, больше или равно 0,20, а более предпочтительно R+ больше или равно 0,25.Preferably, the divalent ratio R + , equal to the mass ratio: divalent salts/total amount of salts, is greater than or equal to 0.20, and more preferably R + is greater than or equal to 0.25.
Обращение эмульсии по настоящему изобретению в рассол можно преимущественно выполнять с помощью устройства и способа, описанных в US 8383560, где эмульсия непрерывно растворяется с помощью многоступенчатого статического смесителя.The conversion of the emulsion of the present invention into brine can be advantageously carried out using the apparatus and method described in US 8,383,560, where the emulsion is continuously dissolved using a multi-stage static mixer.
Настоящее изобретение также относится к жидкости для гидроразрыва, полученной способом согласно изобретению, в частности к жидкости для гидроразрыва, содержащей:The present invention also relates to a fracturing fluid obtained by the method according to the invention, in particular to a fracturing fluid containing:
- рассол;- brine;
- водорастворимый анионный полимер по изобретению;- a water-soluble anionic polymer according to the invention;
- масло обратной эмульсии изобретения;- invert emulsion oil of the invention;
- воду.- water.
Проппант может быть выбран, но не ограничиваясь этим, из песка, керамики, боксита, стеклянных шариков, песка, пропитанного смолой. Он предпочтительно составляет от 0,5 до 40 мас.%, более предпочтительно от 1 до 25 мас.% и еще более предпочтительно от 1,5 до 20 мас.% жидкости для гидроразрыва.The proppant may be selected from, but not limited to, sand, ceramics, bauxite, glass beads, resin-impregnated sand. It preferably constitutes from 0.5 to 40 wt.%, more preferably from 1 to 25 wt.%, and even more preferably from 1.5 to 20 wt.% of the fracturing fluid.
Жидкость для гидроразрыва, согласно настоящему изобретению, предпочтительно содержит от 0,01 до 3 мас.% водорастворимого анионного полимера согласно настоящему изобретению (добавляемого в форме эмульсии) и более предпочтительно от 0,025 до 1 мас.% по отношению к общей массе жидкости для гидроразрыва.The fracturing fluid according to the present invention preferably contains from 0.01 to 3 wt.% of the water-soluble anionic polymer according to the present invention (added in the form of an emulsion), and more preferably from 0.025 to 1 wt.%, based on the total weight of the fracturing fluid.
Рассол, образующий жидкость для гидроразрыва, может содержать другие соединения, известные специалистам в данной области, такие как те, которые указаны в документе SPE 152596, например:The brine forming the fracturing fluid may contain other compounds known to those skilled in the art, such as those described in SPE 152596, such as:
- агенты, препятствующие набуханию глины, такие как хлорид калия или хлорид холина; и / или- clay antiswelling agents such as potassium chloride or choline chloride; and/or
- биоциды для предотвращения развития бактерий, в частности сульфатопродуцирующих бактерий, способных образовывать вязкие массы, уменьшающие поверхность прохода. Можно упомянуть, например, наиболее широко используемый глутаральдегид или формальдегид или изотиазолиноны; и/или- biocides to prevent the development of bacteria, in particular sulphate-producing bacteria, which are capable of forming viscous masses that reduce the surface area of the passage. Mention may be made, for example, of the most widely used glutaraldehyde or formaldehyde or isothiazolinones; and/or
- восстановители кислорода, такие как бисульфит аммония, для предотвращения разрушения других компонентов из-за окисления и коррозии инжекторных трубок; и/или- oxygen reducing agents such as ammonium bisulfite to prevent the destruction of other components due to oxidation and corrosion of the injector tubes; and/or
- антикоррозионные присадки для защиты труб от окисления остаточным количеством кислорода, предпочтение отдается N, N диметилформамиду; и/или- anti-corrosion additives to protect pipes from oxidation by residual oxygen, preference is given to N, N dimethylformamide; and/or
- смазочные материалы, такие как масляные дистилляты; и/или- lubricants such as oil distillates; and/or
- хелатирующие железо агенты, такие как лимонная кислота, ЭДТА (этилендиаминтетрауксусная кислота), фосфонаты; и/или- iron chelating agents such as citric acid, EDTA (ethylenediaminetetraacetic acid), phosphonates; and/or
- ингибиторы образования отложений, такие как фосфаты, фосфонаты, полиакрилаты или этиленгликоль.- scale inhibitors such as phosphates, phosphonates, polyacrylates or ethylene glycol.
В одном предпочтительном варианте осуществления способ приготовления жидкости для гидроразрыва включает:In one preferred embodiment, the method for preparing a fracturing fluid comprises:
а) обеспечение наличия обратной эмульсии по изобретению, содержащей по меньшей мере от 15 до 25 мас.% водорастворимого анионного полимера по отношению к общей массе эмульсии, содержащего от 4 до 14 мол.% натриевой соли 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, от 0 до 17% акрилата натрия и от 69 до 96 мол.% акриламида; по меньшей мере один инвертирующий агент и по меньшей мере один эмульгирующий агент, причем массовое отношение R между общим количеством инвертирующего агента и общим количеством эмульгирующего агента превышает 2,5;a) providing an invert emulsion according to the invention, containing at least 15 to 25% by weight of a water-soluble anionic polymer relative to the total weight of the emulsion, containing from 4 to 14 mol.% of the sodium salt of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid, from 0 to 17% of sodium acrylate and from 69 to 96 mol.% of acrylamide; at least one inverting agent and at least one emulsifying agent, wherein the weight ratio R between the total amount of inverting agent and the total amount of emulsifying agent exceeds 2.5;
b) обращение обратной эмульсии путем добавления ее к рассолу, содержащему более 100000 ч./млн и с двухвалентным соотношением R+ выше или равным 0,2, где R+ представляет собой массовое отношение: двухвалентные соли/общее количество солей, для получения массовой концентрации водорастворимого анионного полимера в нагнетаемой жидкости от 0,05 до 1%.b) reversing the invert emulsion by adding it to a brine containing more than 100,000 ppm and having a divalent ratio R + greater than or equal to 0.2, where R + is the weight ratio: divalent salts/total salts, to obtain a weight concentration of water-soluble anionic polymer in the injected liquid of from 0.05 to 1%.
c) необязательно, добавление по меньшей мере одного проппанта.c) optionally, adding at least one proppant.
Третий аспект изобретения относится к способу гидроразрыва нетрадиционного подземного коллектора нефти или газа, включающему подготовку жидкости для гидроразрыва, такой как описанная выше, и нагнетание указанной жидкости для гидроразрыва в подземный пласт.A third aspect of the invention relates to a method for hydraulic fracturing an unconventional underground oil or gas reservoir, comprising preparing a fracturing fluid such as described above and injecting said fracturing fluid into the underground formation.
Более конкретно, изобретение относится к способу гидроразрыва подземного пласта, включающему:More specifically, the invention relates to a method for hydraulic fracturing of an underground formation, comprising:
аа) обеспечение наличия жидкости для гидроразрыва, полученной в соответствии с ранее описанным способом подготовки;aa) ensuring the availability of fracturing fluid obtained in accordance with the previously described preparation method;
bb) нагнетание закачиваемой жидкости в участок подземного пласта;bb) injection of the injected fluid into a section of the underground formation;
cc) гидравлический разрыв подземного пласта с помощью закачиваемой жидкости;cc) hydraulic fracturing of a subsurface formation using injected fluid;
dd) извлечение смеси газа, нефти и водной жидкости.dd) extraction of a mixture of gas, oil and aqueous liquid.
Нагнетание проводят под давлением для создания трещин по длине добывающей скважины.Injection is carried out under pressure to create cracks along the length of the production well.
Необязательно, после создания трещин в пласт закачивают по меньшей мере одно окисляющее соединение и/или по меньшей мере одно поверхностно-активное соединение.Optionally, after creating the fractures, at least one oxidizing compound and/or at least one surface-active compound are injected into the formation.
Введение этих соединений позволяет восстановить вязкость жидкости, близкую к вязкости воды.The introduction of these compounds allows the viscosity of the liquid to be restored to that of water.
В качестве окисляющего соединения можно упомянуть отбеливатель (водный раствор соли гипохлорита), перекись водорода, озон, хлорамины, персульфаты, перманганаты или перхлораты.Examples of oxidizing compounds include bleach (an aqueous solution of hypochlorite salt), hydrogen peroxide, ozone, chloramines, persulfates, permanganates or perchlorates.
Химическая природа соединения (соединений) поверхностно-активного вещества не имеет решающего значения. Они могут быть анионными, неионогенными, амфотерными, цвиттерионными и/или катионными. Предпочтительно соединение(я) поверхностно-активного вещества по изобретению несут анионные заряды.The chemical nature of the surfactant compound(s) is not critical. They may be anionic, nonionic, amphoteric, zwitterionic and/or cationic. Preferably, the surfactant compound(s) of the invention carry anionic charges.
Предпочтительно используемые поверхностно-активные соединения выбраны из анионных поверхностно-активных веществ и их цвиттерионов, выбранных из группы, включающей производные алкилсульфатов, простых алкилэфирсульфатов, арилалкилсульфатов, простых арилалкилэфирсульфатов, алкилсульфонатов, простых алкилэфирсульфонатов, арилалкилсульфонатов, простых арилалкилэфирсульфонатов, алкилфосфатов, простых алкилэфирфосфатов, арилалкилфосфатов, простых арилалкилэфирфосфатов, алкилфосфонатов, простых алкилэфирфосфонатов, арилалкилфосфонатов, простых арилалкилэфирфосфонатов, алкилкарбоксилатов, простых алкилэфиркарбоксилатов, арилалкилкарбоксилатов, простых арилалкилэфиркарбоксилатов, простых алкилполиэфиров или простых арилалкилполиэфиров. Preferably, the surfactants used are selected from anionic surfactants and their zwitterions selected from the group consisting of derivatives of alkyl sulfates, alkyl ether sulfates, aryl alkyl sulfates, aryl alkyl ether sulfates, alkyl sulfonates, alkyl ether sulfonates, aryl alkyl sulfonates, aryl alkyl ether sulfonates, alkyl phosphates, alkyl ether phosphates, aryl alkyl phosphates, aryl alkyl ether phosphates, alkyl phosphonates, alkyl ether phosphonates, aryl alkyl phosphonates, aryl alkyl ether phosphonates, alkyl carboxylates, alkyl ether carboxylates, aryl alkyl carboxylates, aryl alkyl ether carboxylates, alkyl polyethers or aryl alkyl polyethers.
Наконец, четвертый и последний аспект изобретения касается способа уменьшения трения жидкости для гидроразрыва в операции гидроразрыва нетрадиционного подземного коллектора нефти или газа, включающего подготовку жидкости для гидроразрыва, например, как описано выше, и нагнетание указанной жидкости для гидроразрыва в подземный пласт.Finally, the fourth and final aspect of the invention concerns a method for reducing the friction of a fracturing fluid in a fracturing operation of an unconventional underground oil or gas reservoir, comprising preparing a fracturing fluid, for example as described above, and injecting said fracturing fluid into a subterranean formation.
Уменьшая трение, можно уменьшить или исключить потери из-за трения при нагнетании жидкости для гидроразрыва.By reducing friction, friction losses during fracturing fluid injection can be reduced or eliminated.
Для гидроразрыва пласта снижение трения означает, что полимер жидкости для гидроразрыва придает раствору реофлюидизирующие свойства для получения относительно низкой вязкости во время нагнетания (при высоком сдвиге) и высокой вязкости для удержания проппанта во взвешенном состоянии в трещине при уменьшении сдвига.For hydraulic fracturing, friction reduction means that the fracturing fluid polymer imparts rheofluidizing properties to the slurry to produce a relatively low viscosity during injection (at high shear) and a high viscosity to keep the proppant suspended in the fracture when shear is reduced.
Изобретение и вытекающие из него преимущества станут очевидными из следующих примеров воплощения.The invention and the advantages resulting therefrom will become apparent from the following embodiment examples.
ПРИМЕРЫ EXAMPLES
Пример 1: Эмульсия, содержащая 20,00 мас. % полимера, включающего 2 мол.% сульфонированных мономеров. Example 1: An emulsion containing 20.00 wt.% of a polymer including 2 mol.% of sulfonated monomers.
Водную фазу получали при использовании 37,50 мас.% раствора акриламида (при 50 мас.% в воде), 2,50 мас.% раствора ATВS.Na (раствора 2-акриламидо-2-метилпропансульфоната натрия при 50 мас.% в воде), 34,90 мас.% деионизированной воды и 0,02 мас.% продукта Versenex 80. The aqueous phase was prepared using 37.50 wt.% acrylamide solution (at 50 wt.% in water), 2.50 wt.% ATBS.Na solution (sodium 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate solution at 50 wt.% in water), 34.90 wt.% deionized water and 0.02 wt.% Versenex 80.
Масляную фазу получали из 23,45 мас.% масла (Exxsol® D100 S) и следующих эмульгирующих агентов: 1,16 мас.% продукта Witcamide®511 (диэтаноламинового производного жирных кислот таллового масла), 0,16 мас.% продукта Span® 80 (сорбитанмоноолеината) и 0,23 мас.% продукта Tween® 81 (сорбитанмоноолеината-5 ЕО). The oil phase was prepared from 23.45 wt% oil (Exxsol® D100 S) and the following emulsifying agents: 1.16 wt% Witcamide®511 (a diethanolamine derivative of tall oil fatty acids), 0.16 wt% Span® 80 (sorbitan monooleinate) and 0.23 wt% Tween® 81 (sorbitan monooleinate-5 EO).
Водную фазу добавляли к масляной фазе при перемешивании с образованием эмульсии. Полученную дисперсию помещали в атмосферу азота при его барботаже на 30 минут при стабилизации температуры на уровне 25°C, за это время к эмульсии добавляли 0,002 мас.% пероксида и к дисперсии добавляли 0,075%-ный раствор метабисульфита натрия (МБС). при скорости потока 0,1 миллилитра в минуту. Температуру полимеризации поддерживали на уровне от 38°C до 42°C в течение примерно 90 минут. Остаточные мономеры улавливали добавлением 0,03 мас.% раствора метабисульфита натрия (МБС) при скорости потока 1,0 миллилитр в минуту. Была получена полимерная эмульсия типа «вода-в-масле», содержащая 20% активного акриламидного полимера и ATBS.Na.The aqueous phase was added to the oil phase with stirring to form an emulsion. The resulting dispersion was placed under nitrogen sparging for 30 minutes while stabilizing the temperature at 25°C, during which time 0.002 wt.% peroxide was added to the emulsion and 0.075% sodium metabisulfite (MBS) solution was added to the dispersion. at a flow rate of 0.1 milliliters per minute. The polymerization temperature was maintained at 38°C to 42°C for about 90 minutes. Residual monomers were trapped by adding 0.03 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution at a flow rate of 1.0 milliliters per minute. A water-in-oil polymer emulsion containing 20% active acrylamide polymer and ATBS.Na was obtained.
Для облегчения корректировки во время использования к полимерной эмульсии «вода-в-масле» добавляли 1,75 мас.% инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое отношение R составляло 1,5. To facilitate adjustment during use, 1.75 wt.% of an inverting agent (Marlophen® NP 8, nonylphenol ethers of polyethyleneglycol-8 OE) was added to the water-in-oil polymer emulsion. The mass ratio R was 1.5.
Пример 2: Эмульсия, содержащая 20,00 мас.% полимера, включающего 10 мол.% сульфонированных мономеров. Example 2: An emulsion containing 20.00 wt.% of a polymer comprising 10 mol.% of sulfonated monomers.
Водную фазу получали при использовании 29,50 мас.% раствора акриламида (при 50 мас.% в воде), 10,50 мас.% раствора ATВS.Na (раствора 2-акриламидо-2-метилпропансульфоната натрия при 50 мас.% в воде), 34,90 мас.% деионизированной воды и 0,02 мас.% продукта Versenex 80. The aqueous phase was prepared using 29.50 wt.% acrylamide solution (at 50 wt.% in water), 10.50 wt.% ATBS.Na solution (sodium 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate solution at 50 wt.% in water), 34.90 wt.% deionized water and 0.02 wt.% Versenex 80.
Масляную фазу получали из 23,45 мас.% масла (Exxsol® D100 S) и следующих эмульгирующих агентов: 1,16 мас.% продукта Witcamide®511 (диэтаноламинового производного жирных кислот таллового масла), 0,16 мас.% продукта Span® 80 (сорбитанмоноолеината) и 0,23 мас.% продукта Tween® 81 (сорбитанмоноолеината-5 ЕО). The oil phase was prepared from 23.45 wt% oil (Exxsol® D100 S) and the following emulsifying agents: 1.16 wt% Witcamide®511 (a diethanolamine derivative of tall oil fatty acids), 0.16 wt% Span® 80 (sorbitan monooleinate) and 0.23 wt% Tween® 81 (sorbitan monooleinate-5 EO).
Для получения эмульсии водную фазу при перемешивании добавляли к масляной фазе. Получающуюся в результате дисперсию помещали в атмосферу азота при его барботаже на протяжении 30 минут при одновременной стабилизации температуры на уровне 25°C, за это время к эмульсии добавляли 0,002 мас.% перекиси и к дисперсии при расходе 0,1 миллилитра в минуту добавляли 0,075 мас.% раствора метабисульфита натрия (MBS). Температуру полимеризации поддерживали в диапазоне между 38°С и 42°С на протяжении приблизительно 90 минут. Остаточные мономеры улавливали в результате добавления 0,03 мас.% раствора метабисульфита натрия (MBS) при расходе 1,0 миллилитра в минуту. Была получена полимерная эмульсия «вода-в-масле», содержащая 20 % активного акриламидного полимера и ATBS.Na. To obtain an emulsion, the aqueous phase was added to the oil phase with stirring. The resulting dispersion was placed under nitrogen sparging for 30 minutes while stabilizing the temperature at 25°C, during which time 0.002 wt.% peroxide was added to the emulsion and 0.075 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution was added to the dispersion at a flow rate of 0.1 milliliters per minute. The polymerization temperature was maintained between 38°C and 42°C for approximately 90 minutes. Residual monomers were captured by adding 0.03 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution at a flow rate of 1.0 milliliters per minute. A water-in-oil polymer emulsion containing 20% active acrylamide polymer and ATBS.Na was obtained.
Для облегчения корректировки во время использования к полимерной эмульсии «вода-в-масле» добавляли 1,75 мас.% инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое отношение R составляло 1,5. To facilitate adjustment during use, 1.75 wt.% of an inverting agent (Marlophen® NP 8, nonylphenol ethers of polyethyleneglycol-8 OE) was added to the water-in-oil polymer emulsion. The mass ratio R was 1.5.
Пример 3: Эмульсия, содержащая 20,00 мас.% полимера, включающего 18 мол. % сульфонированных мономеров. Example 3: An emulsion containing 20.00 wt.% of a polymer comprising 18 mol.% of sulfonated monomers.
Водную фазу получали при использовании 23,40 мас.% раствора акриламида (при 50 мас.% в воде), 16,60 мас.% раствора ATВS.Na (раствора 2-акриламидо-2-метилпропансульфоната натрия при 50 мас.% в воде), 34,90 мас.% деионизированной воды и 0,02 мас.% продукта Versenex 80. The aqueous phase was prepared using 23.40 wt.% acrylamide solution (at 50 wt.% in water), 16.60 wt.% ATBS.Na solution (sodium 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate solution at 50 wt.% in water), 34.90 wt.% deionized water and 0.02 wt.% Versenex 80.
Масляную фазу получали из 23,45 мас.% масла (Exxsol® D100 S) и следующих эмульгирующих агентов: 1,16 мас.% продукта Witcamide®511 (диэтаноламинового производного жирных кислот таллового масла), 0,16 мас.% продукта Span® 80 (сорбитанмоноолеината) и 0,23 мас.% продукта Tween® 81 (сорбитанмоноолеината-5 ЕО). The oil phase was prepared from 23.45 wt% oil (Exxsol® D100 S) and the following emulsifying agents: 1.16 wt% Witcamide®511 (a diethanolamine derivative of tall oil fatty acids), 0.16 wt% Span® 80 (sorbitan monooleinate) and 0.23 wt% Tween® 81 (sorbitan monooleinate-5 EO).
Для получения эмульсии водную фазу при перемешивании добавляли к масляной фазе. Получающуюся в результате дисперсию помещали в атмосферу азота при его барботаже на протяжении 30 минут при одновременной стабилизации температуры на уровне 25°C, за это время к эмульсии добавляли 0,002 мас.% перекиси и к дисперсии при расходе 0,1 миллилитра в минуту добавляли 0,075 мас.% раствора метабисульфита натрия (MBS). Температуру полимеризации поддерживали в диапазоне между 38°С и 42°С на протяжении приблизительно 90 минут. Остаточные мономеры улавливали в результате добавления 0,03 мас.% раствора метабисульфита натрия (MBS) при расходе 1,0 миллилитра в минуту. Была получена полимерная эмульсия «вода-в-масле», содержащая 20 % активного акриламидного полимера и ATBS.Na. To obtain an emulsion, the aqueous phase was added to the oil phase with stirring. The resulting dispersion was placed under nitrogen sparging for 30 minutes while stabilizing the temperature at 25°C, during which time 0.002 wt.% peroxide was added to the emulsion and 0.075 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution was added to the dispersion at a flow rate of 0.1 milliliters per minute. The polymerization temperature was maintained between 38°C and 42°C for approximately 90 minutes. Residual monomers were captured by adding 0.03 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution at a flow rate of 1.0 milliliters per minute. A water-in-oil polymer emulsion containing 20% active acrylamide polymer and ATBS.Na was obtained.
Для облегчения корректировки во время использования к полимерной эмульсии «вода-в-масле» добавляли 1,75 мас.% инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое отношение R составляло 1,5. To facilitate adjustment during use, 1.75 wt.% of an inverting agent (Marlophen® NP 8, nonylphenol ethers of polyethyleneglycol-8 OE) was added to the water-in-oil polymer emulsion. The mass ratio R was 1.5.
Примеры от 4 до 9: Examples 4 to 9:
Следующие ниже примеры были проведены с массовым отношением R по изобретению. Примеры 4 и 7, затем 5 и 8 и, наконец, 6 и 9, соответственно, проводили по той же методике, что и в примерах 1, 2 и 3, но с большими количествами Marlophen® NP 8 (инвертирующий агент).The following examples were carried out with the mass ratio R according to the invention. Examples 4 and 7, then 5 and 8 and finally 6 and 9, respectively, were carried out according to the same procedure as in examples 1, 2 and 3, but with higher amounts of Marlophen® NP 8 (inverting agent).
Пример 10: Эмульсия, содержащая 20,00 мас.% полимера, включающего 5 мол. % сульфонированных мономеров и 15 мол. % карбоксилированных мономеров. Example 10: An emulsion containing 20.00 wt.% of a polymer comprising 5 mol.% of sulfonated monomers and 15 mol.% of carboxylated monomers.
Водную фазу получали при использовании 28,70 мас.% раствора акриламида (при 50 мас.% в воде), 5,14 мас.% раствора ATВS.Na (раствора 2-акриламидо-2-метилпропансульфоната натрия при 50 мас.% в воде), 2,42 мас.% акриловой кислоты (при 100 %), 2,69 мас.% раствора гидроксида натрия (при 50 мас.% в воде), 35,95 мас.% деионизированной воды и 0,02 мас.% продукта Versenex 80. The aqueous phase was prepared using 28.70 wt.% acrylamide solution (at 50 wt.% in water), 5.14 wt.% ATBS.Na solution (sodium 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate solution at 50 wt.% in water), 2.42 wt.% acrylic acid (at 100%), 2.69 wt.% sodium hydroxide solution (at 50 wt.% in water), 35.95 wt.% deionized water and 0.02 wt.% Versenex 80 product.
Масляную фазу получали из 23,45 мас.% масла (Exxsol® D100 S) и следующих эмульгирующих агентов: 1,16 мас.% продукта Witcamide®511 (диэтаноламинового производного жирных кислот таллового масла), 0,16 мас.% продукта Span® 80 (сорбитанмоноолеината) и 0,23 мас.% продукта Tween® 81 (сорбитанмоноолеината-5 ЕО). The oil phase was prepared from 23.45 wt% oil (Exxsol® D100 S) and the following emulsifying agents: 1.16 wt% Witcamide®511 (a diethanolamine derivative of tall oil fatty acids), 0.16 wt% Span® 80 (sorbitan monooleinate) and 0.23 wt% Tween® 81 (sorbitan monooleinate-5 EO).
Для получения эмульсии водную фазу при перемешивании добавляли к масляной фазе. Получающуюся в результате дисперсию помещали в атмосферу азота при его барботаже на протяжении 30 минут при одновременной стабилизации температуры на уровне 25°C, за это время к эмульсии добавляли 0,002 мас.% перекиси и к дисперсии при расходе 0,1 миллилитра в минуту добавляли 0,075 мас.% раствора метабисульфита натрия (MBS). Температуру полимеризации поддерживали в диапазоне между 38°С и 42°С на протяжении приблизительно 90 минут. Остаточные мономеры улавливали в результате добавления 0,03 мас.% раствора метабисульфита натрия (MBS) при расходе 1,0 миллилитра в минуту. Была получена полимерная эмульсия «вода-в-масле» , содержащая 20 % активного акриламидного полимера и ATBS.Na. To prepare the emulsion, the aqueous phase was added to the oil phase with stirring. The resulting dispersion was placed under nitrogen sparging for 30 minutes while stabilizing the temperature at 25°C, during which time 0.002 wt.% peroxide was added to the emulsion and 0.075 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution was added to the dispersion at a flow rate of 0.1 milliliters per minute. The polymerization temperature was maintained between 38°C and 42°C for approximately 90 minutes. Residual monomers were captured by adding 0.03 wt.% sodium metabisulfite (MBS) solution at a flow rate of 1.0 milliliters per minute. A water-in-oil polymer emulsion containing 20% active acrylamide polymer and ATBS.Na was obtained.
Для облегчения корректировки во время использования к полимерной эмульсии «вода-в-масле» добавляли 1,75 мас.% инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое отношение R составляло 1,5. To facilitate adjustment during use, 1.75 wt.% of an inverting agent (Marlophen® NP 8, nonylphenol ethers of polyethyleneglycol-8 OE) was added to the water-in-oil polymer emulsion. The mass ratio R was 1.5.
Примеры 11 и 12: Examples 11 and 12:
Следующие ниже примеры были проведены с массовым отношением R по изобретению. Примеры 11 и 12, соответственно, проводили по той же методике, что и в примере 10, но с большими количествами Marlophen® NP 8 (инвертирующий агент).The following examples were carried out with the mass ratio R according to the invention. Examples 11 and 12, respectively, were carried out according to the same procedure as in Example 10, but with higher amounts of Marlophen® NP 8 (inverting agent).
В таблице 1 показано массовое отношение R для каждого примера. Table 1 shows the mass ratio R for each example.
Таблица 1. Массовые отношения R для эмульсий «вода-в-масле» Table 1. Mass ratios R for water-in-oil emulsions
ный мономер
(мол.%) Sulfonated-
monomer
(mol.%)
ный мономер
(мол.%) Carboxylated-
monomer
(mol.%)
Испытание потери на трение в кольцевом контуре Friction Loss Test in Ring Loop
Кольцевой контур потока для испытания на трение был сконструирован из трубки из нержавеющей стали с внешним диаметром 1/4 дюйма и общей длиной 20 футов. Исследуемые растворы откачивали со дна конической емкости объемом 5 литров. Раствор пропускали по трубке и возвращали в резервуар. Скорость потока обеспечивали с помощью трехцилиндрового насоса, оснащенного вариатором скорости.The friction test flow loop was constructed from 1/4-inch OD stainless steel tubing with a total length of 20 feet. The solutions to be tested were pumped from the bottom of a 5-liter conical tank. The solution was passed through the tube and returned to the reservoir. The flow rate was provided by a three-cylinder pump equipped with a speed variator.
4 литра рассола 9% CaCl2 или API или 2xAPI были приготовлены в резервуаре в качестве образца и насосный агрегат приводили в действие и регулировали для обеспечения скорости потока 1,5 галлона/мин. Рассол 9% CaCl2 соответствовал 9 г CaCl2 в 100 мл воды, его значение R+ составляло 1,00. Рассол API соответствовал 8,5 г NaCl + 2,5 г CaCl2 в 100 мл воды, при этом R+ составлял 0,20. Рассол 2 x API соответствовал 17 г NaCl + 5 г CaCl2 в 100 мл воды, причем R+ составлял 0,20. Солевой раствор рециркулировали до тех пор, пока температура не установилась на уровне 25°C и не был достигнут стабилизированный перепад давления. Это давление было зафиксировано как «начальное давление» рассола при 9% CaCl2 или API или 2 x API.Four liters of 9% CaCl2 or API or 2xAPI brine were prepared in the sample tank and the pump unit was started and adjusted to provide a flow rate of 1.5 gpm. The 9% CaCl2 brine corresponded to 9 g CaCl2 in 100 ml water and had an R + of 1.00. The API brine corresponded to 8.5 g NaCl + 2.5 g CaCl2 in 100 ml water and had an R + of 0.20. The 2 x API brine corresponded to 17 g NaCl + 5 g CaCl2 in 100 ml water and had an R + of 0.20. The brine was recirculated until the temperature stabilized at 25°C and a stabilized pressure drop was achieved. This pressure was recorded as the “initial pressure” of the 9% CaCl2 or API or 2 x API brine.
Образец чистой полимерной эмульсии «вода-в-масле» быстро впрыскивали шприцем в резервуар для образца, содержащий рассол 9% CaCl2 или API, или 2xAPI, и приводили в движение хронометр. Дозу регистрировали в галлонах эмульсии «вода-в-масле» на тысячу галлонов рассола при 9% CaCl2 или API или 2 x API (галлон на тысячу галлонов). Давление регистрировали каждую секунду в течение 5 минут. Процентное снижение трения (% FRt) в заданный момент времени t рассчитывалось после падения начального давления ΔPi и падения давления в момент времени t, ΔPt, с помощью уравнения:A sample of neat polymer water-in-oil emulsion was rapidly injected with a syringe into a sample reservoir containing 9% CaCl2 or API or 2xAPI brine and the chronometer was started. The dose was recorded in gallons of water-in-oil emulsion per thousand gallons of 9% CaCl2 or API or 2xAPI brine (gallon per thousand gallons). The pressure was recorded every second for 5 minutes. The percent friction reduction (% FRt) at a given time t was calculated after the initial pressure drop ΔPi and the pressure drop at time t, ΔPt, using the equation:
% FRt = (ΔPi – ΔPt)/ΔPi × 100 %FRt = (ΔPi – ΔPt)/ΔPi × 100
Результаты Results
В таблице 2 все эмульсии содержат 20 мас.% анионного полимера. In Table 2, all emulsions contain 20 wt% anionic polymer.
Таблица 2 Table 2
Результаты показывают, что эффективность снижения трения улучшается при увеличении массового отношения R. Когда концентрация соли увеличивается, снижается трение. Однако, когда массовое отношение R выбрано и адаптировано (в соответствии с объемом изобретения), становится возможным получить очень хорошие характеристики снижения трения в рассолах и даже рассолах с высоким содержанием соли.The results show that the friction reduction efficiency improves with increasing mass ratio R. When the salt concentration increases, the friction decreases. However, when the mass ratio R is selected and adapted (in accordance with the scope of the invention), it becomes possible to obtain very good friction reduction characteristics in brines and even brines with a high salt content.
Характеристики снижения трения улучшаются, когда процентное содержание сульфированного мономера в полимере составляет 10 мол.%. Более низкий процент сульфированного мономера (2%) и более высокий процент (18%) демонстрируют меньшие характеристики. Присутствие анионного мономера в количестве от 0 до 17% в дополнение к сульфированному мономеру также позволяет получить хорошие характеристики снижения трения.The friction-reducing properties are improved when the percentage of sulfonated monomer in the polymer is 10 mol%. A lower percentage of sulfonated monomer (2%) and a higher percentage (18%) show poorer properties. The presence of anionic monomer in an amount of 0 to 17% in addition to the sulfonated monomer also allows good friction-reducing properties to be obtained.
Claims (34)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1912048A FR3102479B1 (en) | 2019-10-28 | 2019-10-28 | Inverse emulsion for hydraulic fracturing |
| FR1912048 | 2019-10-28 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2020135122A RU2020135122A (en) | 2022-04-27 |
| RU2825851C2 true RU2825851C2 (en) | 2024-09-02 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9315722B1 (en) * | 2011-09-30 | 2016-04-19 | Kemira Oyj | Methods for improving friction reduction in aqueous brine |
| WO2017035317A1 (en) * | 2015-08-26 | 2017-03-02 | Solvay Usa Inc. | Diluted cationic friction reducers |
| WO2017079594A1 (en) * | 2015-11-04 | 2017-05-11 | Ecolab Usa Inc. | Friction-reducing compositions formulated with highly concentrated brine |
| RU2655275C2 (en) * | 2013-10-23 | 2018-05-24 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Well treatment fluids containing zirconium crosslinker and methods of using same |
| WO2018172684A1 (en) * | 2017-03-20 | 2018-09-27 | S.P.C.M. Sa | Fracturing fluid comprising a (co)polymer of a hydrated crystalline form of 2-acrylamido-2-methylpropane sulphonic acid and hydraulic fracturing method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9315722B1 (en) * | 2011-09-30 | 2016-04-19 | Kemira Oyj | Methods for improving friction reduction in aqueous brine |
| RU2655275C2 (en) * | 2013-10-23 | 2018-05-24 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Well treatment fluids containing zirconium crosslinker and methods of using same |
| WO2017035317A1 (en) * | 2015-08-26 | 2017-03-02 | Solvay Usa Inc. | Diluted cationic friction reducers |
| WO2017079594A1 (en) * | 2015-11-04 | 2017-05-11 | Ecolab Usa Inc. | Friction-reducing compositions formulated with highly concentrated brine |
| WO2018172684A1 (en) * | 2017-03-20 | 2018-09-27 | S.P.C.M. Sa | Fracturing fluid comprising a (co)polymer of a hydrated crystalline form of 2-acrylamido-2-methylpropane sulphonic acid and hydraulic fracturing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113646381B (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| US9315722B1 (en) | Methods for improving friction reduction in aqueous brine | |
| US20240084190A1 (en) | Emulsions including polymers, treatment fluids including emulsions, and methods for treating subterranean formations | |
| US11261300B2 (en) | Methods and systems for generating aqueous polymer solutions | |
| RU2447124C2 (en) | Fluids for underground processing of formation, copolymers reducing friction and method of processing formations | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| US11618848B2 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturation | |
| RU2644773C2 (en) | Method of oil recovery by tertiary methods | |
| CA2972424A1 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
| WO2008152419A1 (en) | Well treatment | |
| EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| US9982184B2 (en) | Terpolymer compositions | |
| CA3144194A1 (en) | Friction reducers for high tds brines | |
| RU2825851C2 (en) | Hydraulic fracturing emulsion | |
| RU2816318C2 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| CA2641479C (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| US12129424B2 (en) | Friction reducers for high TDS brines |