WO2014199938A1 - 水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度制御剤 - Google Patents

水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度制御剤 Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a viscosity controlling agent for a fracturing fluid used in a hydraulic fracturing method.
  • the hydraulic fracturing method has been used in the mining of crude oil and natural gas, but in recent years, the use of the hydraulic fracturing method has become widespread with the development of mining technology such as shale gas and shale oil.
  • a high pressure is applied in the well to form a fracture (fracture) in the mining layer, and by introducing a support material such as sand into the fracture, the fracture is prevented from clogging.
  • Gas and oil are mined by providing a passage with high gas and oil permeability.
  • a fracturing fluid having a high viscosity containing a support material (for example, sand) or a gelling agent in water is generally injected.
  • Such a fracturing fluid is required to have a viscosity capable of generating a sufficient fracture in the mining layer and transporting a support material such as sand to the fracture. Furthermore, since the fracturing fluid is recovered from the well after the formation of the fracture, the viscosity needs to be reduced during the recovery. Therefore, it is desired that the fracturing fluid is designed to have a sufficiently high viscosity during the fracturing operation and to be easily recovered because the viscosity decreases during the fracturing operation.
  • Patent Document 1 discloses an aqueous composition used as a fracturing fluid.
  • the aqueous composition includes (1) a hydratable polymer and (2) a viscosity of an aqueous medium. It is disclosed that a peroxygen compound capable of substantially generating a sufficient amount of free radicals and (3) a nitrite ion source are included.
  • Patent Document 1 proposes a technique for suppressing an early decrease in the viscosity of a fracturing fluid due to a peroxygen compound by capturing free radicals generated by a peroxygen compound that lowers the viscosity of an aqueous composition with a nitrite ion source. Has been.
  • the present invention relates to a viscosity control agent for a fracturing fluid, which can maintain a high viscosity of the fracturing fluid during a fracturing operation in the hydraulic fracturing method, and can reduce the viscosity during a recovery operation of the fracturing fluid. And a method of mining crude oil or natural gas using the fracturing fluid.
  • the viscosity control agent used for controlling the viscosity change of the fracturing fluid used in the hydraulic fracturing method comprising a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent, and the viscosity control agent being a tablet, It has been found that the high viscosity of the fracturing fluid can be maintained during the fracturing operation in the crushing method, and the viscosity can be decreased during the fracturing fluid recovery operation.
  • the present invention has been completed by further studies based on these findings.
  • a viscosity control agent used to control the viscosity change of the fracturing fluid used in the hydraulic fracturing method A viscosity control agent, comprising a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent, which is a tablet.
  • a viscosity control agent comprising a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent, which is a tablet.
  • Item 2. Item 2. The viscosity controlling agent according to Item 1, wherein the ratio of the polyalkylene oxide in the viscosity controlling agent is 30 to 99.99% by mass.
  • Item 3. Item 3.
  • the viscosity control agent according to Item 1 or 2 wherein the tablet has a mass of 0.2 g or more.
  • Item 4. The polyalkylene oxide has a viscosity at 25 ° C.
  • Item 4 The viscosity controlling agent according to any one of Items 1 to 3, which is 80,000 mPa ⁇ s.
  • Item 5. The viscosity controlling agent according to any one of Items 1 to 4, wherein the viscosity reducing agent is at least one selected from the group consisting of a radical generator, an acid, and an enzyme.
  • Item 6. Item 6. The viscosity controller according to any one of Items 1 to 5, wherein the monomer unit constituting the polyalkylene oxide has 2 to 4 carbon atoms.
  • Item 7. The viscosity controller according to any one of Items 1 to 6, wherein the polyalkylene oxide includes at least one monomer unit selected from the group consisting of ethylene oxide units, propylene oxide units, and butylene oxide units.
  • the polyalkylene oxide is at least one selected from the group consisting of polyethylene oxide, polypropylene oxide, polybutylene oxide, ethylene oxide-propylene oxide copolymer, ethylene oxide-butylene oxide copolymer, and propylene oxide-butylene oxide copolymer.
  • Item 8. The viscosity control agent according to any one of Items 1 to 7, which is a seed.
  • a tablet comprising a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent to control the viscosity change of a fracturing fluid used in a hydraulic fracturing process.
  • Item 10. Item 15. A fracturing fluid used in a hydraulic fracturing method, comprising the viscosity controlling agent according to any one of Items 1 to 8, water, a support material, and a gelling agent.
  • Item 11. The control method of the viscosity change of the fracturing fluid used for the hydraulic crushing method using the tablet containing a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent.
  • a method for mining crude oil or natural gas Forming a mine hole in the formation; The step of introducing the fracturing fluid according to Item 11 into the mining hole to form a fracture in a part of the formation; Mining crude oil or natural gas from the mining hole; A method for mining crude oil or natural gas.
  • a viscosity controlling agent for a fracturing fluid that can maintain a high viscosity of the fracturing fluid during a fracturing operation in the hydraulic fracturing method and can reduce the viscosity during a fracturing fluid recovery operation. be able to. Furthermore, according to the present invention, it is possible to provide a fracturing fluid containing the viscosity control agent and a method for mining crude oil or natural gas using the fracturing fluid.
  • 6 is a graph showing the relationship between the storage time at 40 ° C. and the viscosity retention rate in the fracturing fluid using the viscosity control agents obtained in Examples 1 to 4 and Comparative Examples 1 and 2.
  • 4 is a graph showing the relationship between the number of days stored at 40 ° C. and the viscosity retention rate in the fracturing fluid using the viscosity control agents obtained in Examples 1 and 5 and Comparative Examples 1 to 4.
  • 6 is a graph showing the relationship between the number of days for storage at 40 ° C. and the viscosity retention rate in the fracturing fluid using the viscosity control agents obtained in Examples 6 to 8 and Comparative Examples 5 to 9.
  • 6 is a graph showing the relationship between the number of days stored at 40 ° C.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between the number of days stored at 40 ° C. and the viscosity retention rate in the fracturing fluid using the viscosity control agents obtained in Examples 12 to 15 and Comparative Examples 10 to 12.
  • the viscosity control agent of the present invention is a viscosity control agent used for controlling a change in viscosity of a fracturing fluid used in a hydraulic fracturing method, and includes a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent, and is a tablet. It is characterized by.
  • the viscosity controlling agent for a fracturing fluid, the fracturing fluid, and a method for mining crude oil or natural gas using the fracturing fluid will be described in detail.
  • the viscosity control agent of this invention is a viscosity control agent used in order to control the viscosity change of the fracturing fluid used for the hydraulic fracturing method.
  • the hydraulic fracturing method applies a high pressure in the well to form a fracture in the mining layer, and introduces a support material such as sand into the fracture.
  • a support material such as sand into the fracture.
  • the fracturing fluid is a fluid that is used in the hydraulic fracturing method and is pressed into the well.
  • the fracturing fluid used in the hydraulic fracturing method generally contains water as a main component, and includes a support material (proppant) such as sand and gravel, a gelling agent, and the like.
  • a support material such as sand and gravel, a gelling agent, and the like.
  • the fracturing fluid of the present invention contains the viscosity control agent of the present invention.
  • the viscosity control agent of the present invention is a tablet containing a polyalkylene oxide and a viscosity reducing agent.
  • the polyalkylene oxide is not particularly limited as long as it contains alkylene oxide as a monomer unit, but effectively controls the viscosity change of the fracturing fluid (that is, the fracturing fluid during the generation of the fracture in the hydraulic fracturing method).
  • the viscosity at 25 ° C. when the aqueous solution is 0.5% by mass is about 20 to 1,500 mPa ⁇ s. Those having a viscosity of about 20 to 1,000 mPa ⁇ s are more preferable.
  • the polyalkylene oxide preferably has a viscosity at 25 ° C. of 50 to 80,000 mPa ⁇ s when it is a 5% by mass aqueous solution, and is about 100 to 80,000 mPa ⁇ s. Those are more preferred.
  • the measuring method of a viscosity when making polyalkylene oxide into 0.5 mass% aqueous solution is as follows. Put 497.5g of ion-exchanged water in a 1L beaker, add 2.5g of polyalkylene oxide while stirring under a flat plate of 80mm width and 25mm length and tip peripheral speed of 1.0m / s. An aqueous solution is prepared for 3 hours.
  • the obtained aqueous solution is immersed in a thermostatic bath at 25 ° C. for 30 minutes or more and measured with a B-type rotational viscometer (rotation speed: 12 rpm, 3 minutes, 25 ° C.).
  • the measuring method of the viscosity when it is set as 5 mass% aqueous solution is as follows. Add 475.0 g of ion-exchanged water to a 1 L beaker, add 25.0 g of polyalkylene oxide while stirring under the condition of a flat plate with a width of 80 mm and a length of 25 mm and a tip peripheral speed of 1.0 m / s. An aqueous solution is prepared for 3 hours. The obtained aqueous solution is immersed in a thermostatic bath at 25 ° C. for 30 minutes or more and measured with a B-type rotational viscometer (rotation speed: 12 rpm, 3 minutes, 25 ° C.).
  • the number of carbon atoms of the monomer unit constituting the polyalkylene oxide is preferably about 2 to 4, more preferably about 2 to 3.
  • Preferred alkylene oxide units include aliphatic alkylene oxide units having 2 to 4 carbon atoms such as ethylene oxide units, propylene oxide units, butylene oxide units, and more preferably, the number of carbon atoms such as ethylene oxide units and propylene oxide units. 2 to 3 aliphatic alkylene oxide units.
  • propylene oxide units include 1,2-propylene oxide units and 1,3-propylene oxide units.
  • the butylene oxide unit include 1,2-butylene oxide units, 2,3-butylene oxide units, and isobutylene oxide units. These alkylene oxide units may be included alone or in combination of two or more.
  • the polyalkylene oxide may be a block copolymer containing at least one of these alkylene oxide units, or may be a random copolymer.
  • polyalkylene oxides include polyethylene oxide, polypropylene oxide, polybutylene oxide, ethylene oxide-propylene oxide copolymer, ethylene oxide-butylene oxide copolymer, propylene oxide-butylene oxide copolymer, and the like. These copolymers may be either block copolymers or random copolymers.
  • a polyalkylene oxide may be used individually by 1 type, and may be used in combination of 2 or more type.
  • the polyalkylene oxide may be produced by a conventionally known method, or a commercially available product may be used.
  • Commercially available products of polyalkylene oxide include, for example, trade names: PEO-1 (5 mass% aqueous solution viscosity: 50 to 200 mPa ⁇ s) manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., PEO-3 (5 mass% aqueous solution viscosity: 2, 500-5,500 mPa ⁇ s), PEO-8 (0.5 wt% aqueous solution viscosity: 20-70 mPa ⁇ s), PEO-18 (0.5 wt% aqueous solution viscosity: 250-430 mPa ⁇ s) PEO-29 ( 0.5% by mass aqueous solution viscosity: 800 to 1,000 mPa ⁇ s).
  • PEO is a registered trademark of Sumitomo Seika Co., Ltd.
  • the viscosity reducing agent is not particularly limited as long as it lowers the viscosity of the fracturing fluid, and examples thereof include a radical generator, an acid, and an enzyme.
  • a viscosity reducing agent may be used individually by 1 type, and may be used in combination of 2 or more types.
  • the fracturing fluid contains water, a support material, a gelling agent, and the like, and the viscosity of water is increased by the gelling agent.
  • the viscosity reducing agent acts on a gelling agent or the like in the fracturing fluid to reduce the viscosity of the fracturing fluid, and is sometimes called a breaker or the like.
  • the radical generator used as the viscosity reducing agent (in this specification, sometimes referred to as a radical initiator) is not particularly limited, and known ones can be used. Specific examples include 2,2 ′.
  • An azo radical generator such as azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile (ADVN); a peroxide such as hydrogen peroxide, peroxodisulfate, or t-butyl hydroperoxide; an ammonium salt of monopersulfate; Examples include alkali metal salts of monopersulfuric acid, ammonium salts of dipersulfuric acid, alkali metal salts of dipersulfuric acid, alkali metal or alkaline earth metal salts of hypochlorous acid, chlorinated isocyanurates, etc.
  • the viscosity control agent for example, when a hydratable polymer compound described later is used, the viscosity control agent contains a radical generator, thereby allowing hydration.
  • Molecular compound is low molecular weight, it is possible to reduce the viscosity of the fracturing fluid effectively.
  • the acid used as the viscosity reducing agent is not particularly limited, and known acids can be used. Specific examples include hydrochloric acid, sulfuric acid, fumaric acid and the like.
  • the enzyme used as the viscosity reducing agent is not particularly limited, and known enzymes can be used. Specific examples include ⁇ -amylase, ⁇ -amylase, amyloglucosidase, oligoglucosidase, saccharase, maltase, cellulase, hemicellulase. Etc.
  • the viscosity control agent contains an enzyme to hydrolyze the glycosidic bonds of the polysaccharide, effectively reducing the viscosity of the fracturing fluid. Can be made.
  • the viscosity control agent may contain other components in addition to the polyalkylene oxide and the viscosity reducing agent as long as the effects of the present invention are not impaired.
  • the viscosity controlling agent of the present invention contains the above polyalkylene oxide and the above viscosity reducing agent, and is a tablet, whereby the viscosity reduction of the fracturing fluid can be effectively controlled. That is, the tablet dissolves slowly in the fracturing fluid, so that the viscosity of the fracturing fluid is maintained at a high viscosity for a predetermined period, and the viscosity reducing agent is dispersed in the fracturing fluid after the predetermined period has elapsed. The viscosity of the ring fluid can be reduced.
  • the viscosity control agent of the present invention slowly dissolves in the fracturing fluid during the generation of fracture in the hydraulic fracturing method, and the predetermined fluid
  • the viscosity of the fracturing fluid is maintained high over time.
  • the polyalkylene oxide and the viscosity reducing agent in the tablet dissolve in the fracturing fluid, and the viscosity reducing agent is dispersed to form a gelling agent in the fracturing fluid. Acting can reduce the viscosity of the fracturing fluid.
  • the ratio of the polyalkylene oxide in the viscosity control agent of the present invention can be appropriately set according to a predetermined period during which the viscosity of the fracturing fluid is changed from high viscosity to low viscosity, and preferably 30 to 99.99 mass%. About 50 to 99.99% by mass, and more preferably about 70 to 99.9% by mass.
  • the lower the ratio of the polyalkylene oxide in the viscosity control agent the faster the dispersion (dissolution) of the viscosity reducing agent into the fracturing fluid, so the period until the viscosity is reduced to be suitable for recovery of the fracturing fluid. Can be shortened.
  • the mass (size) of the tablet can be appropriately set according to a predetermined period during which the viscosity of the fracturing fluid is changed from high viscosity to low viscosity, preferably 0.2 g. From the above, more preferably about 0.2 to 10 g, still more preferably about 0.5 to 2 g.
  • the dispersion (dissolution) of the viscosity reducing agent into the fracturing fluid becomes slower, so that the period until the viscosity is reduced to be suitable for recovery of the fracturing fluid can be lengthened.
  • the smaller the tablet mass the shorter the period until the viscosity is reduced to a suitable value for recovering the fracturing fluid.
  • the amount of the viscosity control agent of the present invention is not particularly limited, and may be appropriately set according to the set viscosity at the time of the fracture generating operation and the recovery operation of the target fracturing fluid.
  • the fracturing fluid for example, About 0.01 to 1% by mass, preferably about 0.1 to 0.5% by mass.
  • the arrangement of the polyalkylene oxide and the viscosity reducing agent in the tablet is not particularly limited.
  • a matrix type or viscosity reducing agent in which the polyalkylene oxide and the viscosity reducing agent are uniformly dispersed in the tablet is used.
  • examples include a core-shell type that is located in the center (core part) of the tablet and in which the polyalkylene oxide is located around the viscosity reducing agent (shell part).
  • the dispersion (dissolution) of the viscosity reducing agent in the fracturing fluid is slower than when the tablet is of the matrix type, so that the period until the viscosity reduction suitable for recovery can be delayed.
  • the viscosity control agent of the present invention can be produced by mixing a polyalkylene oxide, a viscosity reducing agent, and other components as required, and forming into a tablet shape. That is, the viscosity control agent can be produced by forming a composition in which a polyalkylene oxide, a viscosity reducing agent, and other components as necessary are mixed, and molding this into a tablet shape.
  • the viscosity control agent of the present invention is, for example, a matrix type
  • the above polyalkylene oxide powder and the above viscosity reducing agent powder are uniformly mixed and formed into a tablet shape using a tableting machine or the like.
  • the core-shell type it can be produced by arranging with a viscosity reducing agent powder at the center portion and a polyalkylene oxide powder around it and molding with a tableting machine or the like.
  • the tableting pressure and the like can be appropriately set according to the mass (size) of the target tablet.
  • the viscosity control agent of the present invention can be used as a fracturing fluid in the hydraulic fracturing method, so that the high viscosity of the fracturing fluid can be maintained during the fracturing operation in the hydraulic fracturing method, and the viscosity can be increased during the fracturing operation. Since it can be lowered, it can be suitably used as a viscosity control agent used for controlling the viscosity change of the fracturing fluid used in the hydraulic fracturing method.
  • the fracturing fluid of the present invention includes the above viscosity control agent, water, a support material (propant), and a gelling agent.
  • the fracturing fluid of the present invention is a fluid that is used in a hydraulic fracturing method and is pressed into a well.
  • the water is not particularly limited, and for example, ground water, river water, rain water, industrial water, tap water, and the like can be used.
  • the ratio of water in the fracturing fluid is usually about 90 to 99% by mass.
  • the support material is not particularly limited, and a support material used for a known fracturing fluid can be used.
  • the support material include sand, gravel, walnut shell, minerals such as talc and bentonite.
  • One type of support material may be used alone, or two or more types may be used in combination.
  • the ratio of the support material in the fracturing fluid is usually about 0.1 to 1% by mass.
  • the gelling agent is not particularly limited, and a gelling agent used for a known fracturing fluid can be used.
  • Specific examples of the gelling agent include hydratable polymer compounds such as polysaccharides, polyacrylamides, polyacrylamide copolymers, and polyalkylene oxides.
  • the polysaccharide is not particularly limited, but preferably guar gum, locust bean gum, carboxymethyl gum, karaya gum, sodium carboxymethyl guar, hydroxyethyl guar, hydroxypropyl guar, sodium hydroxymethyl cellulose, sodium carboxymethyl hydroxyethyl cellulose, hydroxymethyl cellulose, Examples thereof include hydroxyethyl cellulose.
  • the gelling agent one kind may be used alone, or two or more kinds may be used in combination.
  • the ratio of the gelling agent in the fracturing fluid is usually about 0.1 to 1% by mass.
  • the fracturing fluid of the present invention may further contain other additives contained in a known fracturing fluid such as a cross-linking agent and a surfactant.
  • a cross-linking agent include polyvalent metal ions such as chromium (III), aluminum (III), and titanium (IV), and polyvalent anions such as borate.
  • the fracturing fluid of the present invention can be easily produced by mixing water, a viscosity control agent, a support material, a gelling agent, and other additives as required. Since the fracturing fluid of the present invention contains the above-described viscosity control agent, it can be suitably used as a fracturing fluid used in the hydraulic fracturing method. Furthermore, as described later, the fracturing fluid of the present invention can be suitably used as a fracturing fluid that is press-fitted in a crude oil or natural gas mining method.
  • the viscosity of the fracturing fluid of the present invention is not particularly limited and can be the same as that of a known fracturing fluid.
  • Examples of the viscosity of the fracturing fluid when used in the fracture generating operation include about 500 to 2,000 mPa ⁇ s.
  • recovering a fracturing fluid 100 mPa * s or less is mentioned, for example.
  • the method for measuring the viscosity of the fracturing fluid is as follows. The fracturing fluid is immersed in a thermostatic bath at 25 ° C. for 30 minutes or more and measured with a B-type rotational viscometer (rotation speed 12 rpm, 3 minutes, 25 ° C.).
  • the method for mining crude oil or natural gas according to the present invention includes a step of forming a mining hole in the formation, a step of introducing the fracturing fluid of the present invention into the mining hole and forming a fracture in a part of the formation, and a mining hole. And the step of collecting crude oil or natural gas from The step of forming a mine hole in the formation, the step of introducing a fracturing fluid into the pit and forming a fracture in a part of the formation, and the step of collecting crude oil or natural gas from the pit are known mining methods. It can be performed according to.
  • the fracturing fluid containing the viscosity control agent according to the present invention is used, so that the high viscosity of the fracturing fluid can be maintained during the fracturing operation, and the fracturing fluid is recovered. Viscosity can be reduced. For this reason, according to the crude oil or natural gas mining method of the present invention, crude oil or natural gas can be efficiently mined.
  • Example 1 0.5 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-29, manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5% by weight aqueous solution viscosity: 825 mPa ⁇ s) and a radical generator (radical initiator) (ADVN: 2,2′- Azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile)) 0.0025 g was dry blended, placed in a 10 mm diameter mortar, and tableted with a pressure of 5 kN to obtain a tablet-shaped viscosity control agent (matrix type).
  • PEO-29 polyethylene oxide
  • ADVN 2,2′- Azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile
  • This viscosity control agent was added to a 0.5 mass% polyethylene oxide aqueous solution obtained by dissolving 2.5 g of the above polyethylene oxide with 497.5 g of water to obtain a fracturing fluid.
  • the results are shown in Table 1 (actual measured values) and FIGS.
  • the amount of radical generator (radical initiator) is 1000 ppm with respect to the amount of polyethylene oxide in the polyethylene oxide aqueous solution.
  • the viscosity of polyethylene oxide used as a viscosity control agent was measured as follows. Put 497.5 g of ion-exchanged water in a 1 L beaker, add 2.5 g of sample while stirring under the condition that the tip peripheral speed is 1.0 m / s on a flat plate of width 80 mm and length 25 mm, and stirring for 3 hours. An aqueous solution was prepared continuously. The obtained aqueous solution was immersed in a thermostatic bath at 25 ° C. for 30 minutes or more and measured with a B-type rotational viscometer (rotation speed: 12 rpm, 3 minutes, 25 ° C.).
  • the viscosity of the fracturing fluid obtained in the examples and comparative examples was measured as follows.
  • the fracturing fluid was immersed in a thermostatic bath at 25 ° C. for 30 minutes or more and measured with a B-type rotational viscometer (rotation speed: 12 rpm, 3 minutes, 25 ° C.).
  • the viscosity retention rate (viscosity reduction rate) was measured as follows.
  • the viscosity (referred to as viscosity A) of the fracturing fluid obtained in the examples and comparative examples was defined as the viscosity on the 0th day. Further, after storage at 40 ° C., the viscosity of the fracturing fluid after a predetermined period of time was measured in the same manner as on day 0 (referred to as viscosity B).
  • Example 2 Except that the radical generator (radical initiator) is placed in the center (core part) of the tablet, and polyethylene oxide is placed around the radical generator (radical initiator) (shell part) (core-shell type). Obtained a viscosity control agent in the same manner as in Example 1. Next, in the same manner as in Example 1, the transition of the viscosity and the viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 2 was stored at 40 ° C. for a certain period was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIG.
  • Example 3 Example 1 except that 0.5 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-18 manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5 mass% aqueous solution viscosity: 250 mPa ⁇ s) was used in the production of the viscosity control agent. In the same manner as above, a viscosity control agent was obtained. Next, in the same manner as in Example 1, the transition of the viscosity and viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 3 was stored at 40 ° C. for a certain period was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIG.
  • Example 4 Except that the radical generator (radical initiator) is placed in the center (core part) of the tablet, and polyethylene oxide is placed around the radical generator (radical initiator) (shell part) (core-shell type). Obtained a viscosity control agent in the same manner as in Example 3. Next, in the same manner as in Example 1, the transition of the viscosity and the viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 4 was stored at 40 ° C. for a certain period was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIG.
  • Example 5 In preparation of the viscosity control agent, except that the radical generator (radical initiator) (ADVN: 2,2′-azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile)) 0.0025 g was changed to 0.0025 g of ammonium persulfate. In the same manner as in Example 1, a viscosity control agent was obtained. Next, the transition of the viscosity and the viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 5 was stored at 40 ° C. for a certain period in the same manner as in Example 1 was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIG.
  • Example 6 0.5 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-29, manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5% by weight aqueous solution viscosity: 825 mPa ⁇ s) and a radical generator (radical initiator) (ADVN: 2,2′- Azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile)) 0.0025 g was dry blended, placed in a 10 mm diameter mortar, and tableted with a pressure of 5 kN to obtain a tablet-shaped viscosity control agent (matrix type).
  • PEO-29 polyethylene oxide
  • ADVN 2,2′- Azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile
  • This viscosity control agent was added to a 0.5% by mass aqueous guar gum solution obtained by dissolving 2.5 g of guar gum (manufactured by Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) with 497.5 g of water to obtain a fracturing fluid. It was. The transition of the viscosity and viscosity retention when the obtained fracturing fluid was stored at 40 ° C. for a certain period (0 to 7 days) was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIG. The amount of radical generator (radical initiator) is 1000 ppm with respect to the amount of guar gum in the aqueous guar gum solution.
  • Example 7 In preparation of the viscosity control agent, except that the radical generator (radical initiator) (ADVN: 2,2′-azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile)) 0.0025 g was changed to 0.0025 g of ammonium persulfate.
  • ADVN radical generator
  • ADVN 2,2′-azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile
  • Example 8 A viscosity control agent was obtained in the same manner as in Example 7 except that 0.0025 g of ammonium persulfate was changed to 0.000625 g in the production of the viscosity control agent. Next, the transition of the viscosity and viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 8 was stored at 40 ° C. for a certain period in the same manner as in Example 6 was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIGS. The amount of ammonium persulfate is 250 ppm with respect to the amount of guar gum in the aqueous guar gum solution.
  • Example 9 In preparing the viscosity control agent, 0.25 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-29, manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5 mass% aqueous solution viscosity: 825 mPa ⁇ s) and 0.000625 g of ammonium persulfate are dry blended. Then, it was put into a 5 mm diameter mortar and tableted with a pressure of 5 kN to obtain a tablet-shaped viscosity control agent (matrix type). Next, the transition of the viscosity and viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 9 was stored at 40 ° C. for a certain period in the same manner as in Example 6 was confirmed. The results are shown in Table 1 and FIG. The amount of ammonium persulfate is 250 ppm with respect to the amount of guar gum in the aqueous guar gum solution.
  • Example 10 In preparing the viscosity control agent, 1.0 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-29, manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5% by mass aqueous solution viscosity: 825 mPa ⁇ s) and 0.000625 g of ammonium persulfate are dry blended. Then, it was put into a mortar having a diameter of 10 mm and tableted with a pressure of 5 kN to obtain a tablet-shaped viscosity control agent (matrix type). Next, the transition of the viscosity and viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 10 was stored at 40 ° C.
  • Example 11 In preparation of the viscosity control agent, 0.125 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-29, manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5 mass% aqueous solution viscosity: 825 mPa ⁇ s) and 0.000625 g of ammonium persulfate are dry blended.
  • Example 11 was put into a 5 mm diameter mortar and tableted with a pressure of 5 kN to obtain a tablet-shaped viscosity control agent (matrix type).
  • a tablet-shaped viscosity control agent matrix type
  • the results are shown in Table 1 and FIG.
  • the amount of ammonium persulfate is 250 ppm with respect to the amount of guar gum in the aqueous guar gum solution.
  • This viscosity control agent was added to a 0.5% by mass aqueous guar gum solution obtained by dissolving 2.5 g of guar gum (manufactured by Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) with 497.5 g of water to obtain a fracturing fluid. It was. The transition of the viscosity and viscosity retention when the obtained fracturing fluid was stored at 40 ° C. for a certain period (0 to 7 days) was confirmed. The results are shown in Table 2 and FIG. The amount of radical generator (radical initiator) is 1000 ppm with respect to the amount of guar gum in the aqueous guar gum solution.
  • the results are shown in Table 2 and FIG.
  • the amount of ammonium persulfate is 1000 ppm with respect to the amount of guar gum in the aqueous guar gum solution.
  • Example 12 0.5 g of polyethylene oxide (trade name: PEO-29, manufactured by Sumitomo Seika Co., Ltd., 0.5% by weight aqueous solution viscosity: 825 mPa ⁇ s) and a radical generator (radical initiator) (ADVN: 2,2′- Azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile)) 0.0025 g was dry blended, placed in a 10 mm diameter mortar, and tableted with a pressure of 5 kN to obtain a tablet-shaped viscosity control agent (matrix type).
  • PEO-29 polyethylene oxide
  • ADVN 2,2′- Azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile
  • Example 13 In preparation of the viscosity control agent, except that the radical generator (radical initiator) (ADVN: 2,2′-azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile)) 0.0025 g was changed to 0.0025 g of ammonium persulfate.
  • ADVN radical generator
  • ADVN 2,2′-azobis (2,4′-dimethylvaleronitrile
  • Example 14 A viscosity control agent was obtained in the same manner as in Example 12 except that in the production of the viscosity control agent, 0.0025 g of ammonium persulfate was changed to 0.000625 g. Next, the transition of the viscosity and the viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 14 was stored at 40 ° C. for a certain period in the same manner as in Example 12 was confirmed. The results are shown in Table 2 and FIG. In addition, the amount of ammonium persulfate is 250 ppm with respect to the amount of guar gum in the argham gel.
  • Example 15 A viscosity control agent was obtained in the same manner as in Example 13 except that in the production of the viscosity control agent, ammonium persulfate was changed to 0.00025 g. Next, the transition of the viscosity and viscosity retention rate when the fracturing fluid obtained in Example 17 was stored at 40 ° C. for a certain period in the same manner as in Example 13 was confirmed. The results are shown in Table 2 and FIG. In addition, the amount of ammonium persulfate is 100 ppm with respect to the amount of guar gum in the argham gel.
  • Example 1 there was no significant difference until the first day compared to Comparative Example 1 in which the viscosity control agent was not used, and the viscosity was stable from the third day. The viscosity began to drop rapidly and the viscosity retention decreased to about 10% on the fifth day. Further, in Example 2, the viscosity was stable with no significant difference as compared with Comparative Example 1 until the second day, the viscosity began to decrease from the third day, and the viscosity retention was about 30 on the seventh day. %.
  • Example 3 there was no significant difference compared to Comparative Example 1 until the first day, the viscosity was stable, the viscosity began to drop sharply from the second day, and the viscosity retention was about 7 on the fourth day. %.
  • Example 4 there was no significant difference compared to Comparative Example 1 until the first day, the viscosity was stable, the viscosity began to drop sharply from the second day, and the viscosity retention was about 11 on the fourth day. %.
  • the viscosity retention rate was as high as about 80% even on the seventh day.
  • Comparative Example 2 the viscosity retention decreased to about 35% on the first day, and the viscosity retention decreased to about 10% on the second day.
  • the fracturing fluids of Examples 1 to 4 using a viscosity control agent containing polyethylene oxide and a radical generator (radical initiator) maintain a high viscosity for a certain period of time. After the lapse of time, it became clear that the viscosity could be drastically decreased. On the other hand, in the fracturing fluid of Comparative Example 1 in which no viscosity control agent was used, the viscosity was maintained high, and in the fracturing fluid of Comparative Example 2 in which polyethylene oxide was not used, the viscosity was lowered early. It became clear.
  • Example 1 it can be seen from the comparison between Example 1 and Example 2 that the viscosity can be controlled by changing the arrangement of the radical generator (radical initiator) in the tablet. Moreover, it turns out that the viscosity change of a fracturing fluid can be controlled by adjusting the viscosity of the polyethylene oxide used for a viscosity control agent from the comparison with Example 1 and Example 3, Example 2 and Example 4.
  • FIG. 1 it can be seen from the comparison between Example 1 and Example 2 that the viscosity can be controlled by changing the arrangement of the radical generator (radical initiator) in the tablet.
  • the viscosity change of a fracturing fluid can be controlled by adjusting the viscosity of the polyethylene oxide used for a viscosity control agent from the comparison with Example 1 and Example 3, Example 2 and Example 4.
  • Example 5 From the results of Example 5 shown in FIG. 2, it is understood that the viscosity can be controlled even when an ammonium salt of monopersulfuric acid is used as the viscosity reducing agent.
  • the viscosity of the fracturing fluid is not limited to 0.5% polyethylene oxide aqueous solution but a polysaccharide guar gum aqueous solution (0.5%) is used.
  • the reducing agent radio generator
  • the radical generator or the ammonium salt of monopersulfuric acid as a viscosity reducing agent is directly added to the fracturing fluid without forming a tablet as in Comparative Examples 6 and 7 in FIG. 3, the viscosity of the fracturing fluid is increased. It turns out that falls rapidly.
  • a guar gum aqueous solution (0.5%), which is a polysaccharide, was used instead of the 0.5% polyethylene oxide aqueous solution.
  • polyvinyl alcohol is used instead of polyethylene oxide as the viscosity control agent, the viscosity of the fracturing fluid starts to decrease immediately, and as shown in Examples 6 to 11 in FIG. 3 or FIG. It can be seen that the viscosity cannot be lowered later.
  • Example 12 As shown in FIG. 5, also in Example 12 using sodium tetraborate (0.05%) and guar gum (0.5%) aqueous solution as the fracturing fluid, the viscosity of the fracturing fluid can be adjusted. it can.
  • the type of viscosity reducing agent and the concentration of the viscosity reducing agent were also used. It can be seen that the viscosity of the fracturing fluid can be adjusted by adjusting the above.

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Abstract

【課題】水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させることができる、フラクチャリング流体の粘度制御剤、当該粘度制御剤を含むフラクチャリング流体、及び当該フラクチャリング流体を用いた原油または天然ガスの採掘方法を提供する。 【解決手段】 本発明の粘度制御剤は、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤であって、ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含み、錠剤である。

Description

水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度制御剤
　本発明は、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度制御剤に関する。
　従来、原油、天然ガスなどの採掘において、水圧破砕法が用いられてきたが、近年、シェールガスやシェールオイルなどの採掘技術の進展に伴い、水圧破砕法の利用が広まっている。
　水圧破砕法においては、坑井内に高い圧力を加えて採掘層にフラクチャー（割れ目）を形成し、このフラクチャーに砂などの支持材を導入することにより、フラクチャーが閉塞することを防ぎ、採掘層内にガスや油の浸透性が高い通路を設けることによって、ガスや油を採掘する。坑井内に高い圧力を加える際には、一般に、水に支持材（例えば砂など）やゲル化剤などを含んだ粘度の高いフラクチャリング流体が圧入される。
　このようなフラクチャリング流体においては、採掘層に十分なフラクチャーを生成でき、かつ、砂などの支持材をフラクチャーに運搬し得る粘度を有することが求められる。さらに、フラクチャリング流体は、フラクチャーの形成後に坑井内から回収されるため、回収時には粘度が低下している必要がある。従って、フラクチャリング流体においては、フラクチャーの生成作業時には十分に高い粘度を有し、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度が低下し、回収しやすく設計されていることが望まれる。
　例えば、特許文献１には、フラクチャリング流体として使用される水性組成物が開示されており、当該水性組成物には、（１）水和性重合物、（２）水性媒体の粘度を減少するに足る量のフリーラジカルを実質上生ずることのできる過酸素化合物、及び（３）亜硝酸イオン源が含まれることが開示されている。特許文献１においては、水性組成物の粘度を低下させる過酸素化合物が生じるフリーラジカルを亜硝酸イオン源で捕捉することにより、過酸素化合物によるフラクチャリング流体の早期の粘度低下を抑制する技術が提案されている。
特開昭６２－３３９９５号公報
　しかしながら、例えば特許文献１に開示されたような従来のフラクチャリング流体では、フラクチャリング流体の粘度低下を抑制し得るものの、フラクチャリング流体の粘度変化を種々のタイミングに制御することは困難である。
　本発明は、水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させることができる、フラクチャリング流体の粘度制御剤、当該粘度制御剤を含むフラクチャリング流体、及び当該フラクチャリング流体を用いた原油または天然ガスの採掘方法を提供することを主な目的とする。
　本発明者は、上記のような課題を解決すべく鋭意検討を行った。その結果、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤であって、ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含み、錠剤である粘度制御剤は、水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させることができることを見出した。本発明は、これらの知見に基づいて、さらに検討を重ねることにより完成された発明である。
　すなわち、本発明は、下記に掲げる態様の発明を提供する。
項１．　水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤であって、
　ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含み、錠剤である、粘度制御剤。
項２．　前記粘度制御剤における前記ポリアルキレンオキシドの割合が、３０～９９．９９質量％である、項１に記載の粘度制御剤。
項３．　前記錠剤の質量が０．２ｇ以上である、項１または２に記載の粘度制御剤。
項４．　前記ポリアルキレンオキシドは、０．５質量％の水溶液としたときの２５℃における粘度が２０～１，５００ｍＰａ・ｓであるか、または５質量％の水溶液としたときの２５℃における粘度が５０～８０，０００ｍＰａ・ｓである、項１～３のいずれかに記載の粘度制御剤。
項５．　前記粘度低下剤が、ラジカル発生剤、酸、及び酵素からなる群から選ばれた少なくとも１種である、項１～４のいずれかに記載の粘度制御剤。
項６．　前記ポリアルキレンオキシドを構成するモノマー単位の炭素数が２～４である、項１～５のいずれかに記載の粘度制御剤。
項７．　前記ポリアルキレンオキシドが、エチレンオキシド単位、プロピレンオキシド単位、及びブチレンオキシド単位からなる群から選択された少なくとも１種のモノマー単位を含む、項１～６のいずれかに記載の粘度制御剤。
項８．　前記ポリアルキレンオキシドが、ポリエチレンオキシド、ポリプロピレンオキシド、ポリブチレンオキシド、エチレンオキシド－プロピレンオキシド共重合体、エチレンオキシド－ブチレンオキシド共重合体、及びプロピレンオキシド－ブチレンオキシド共重合体からなる群から選択された少なくとも１種である、項１～７のいずれかに記載の粘度制御剤。
項９．　ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含む錠剤の、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するための使用。
項１０．　項１～８のいずれかに記載の粘度制御剤と、水と、支持材と、ゲル化剤とを含む、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体。
項１１．　ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含む錠剤を用いる、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化の制御方法。
項１２．　原油または天然ガスの採掘方法であって、
　地層に採掘孔を形成する工程と、
　前記採掘孔に、項１１に記載のフラクチャリング流体を導入し、前記地層の一部にフラクチャーを形成する工程と、
　前記採掘孔から原油または天然ガスを採掘する工程と、
を備える、原油または天然ガスの採掘方法。
　本発明によれば、水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させることができる、フラクチャリング流体の粘度制御剤を提供することができる。さらに、本発明によれば、当該粘度制御剤を含むフラクチャリング流体、及び当該フラクチャリング流体を用いた原油または天然ガスの採掘方法を提供することができる。
実施例１～４及び比較例１～２で得られた粘度制御剤を用いたフラクチャリング流体における、４０℃保存日数と粘度保持率との関係を示すグラフである。 実施例１、５及び比較例１～４で得られた粘度制御剤を用いたフラクチャリング流体における、４０℃保存日数と粘度保持率との関係を示すグラフである。 実施例６～８及び比較例５～９で得られた粘度制御剤を用いたフラクチャリング流体における、４０℃保存日数と粘度保持率との関係を示すグラフである。 実施例８～１１で得られた粘度制御剤を用いたフラクチャリング流体における、４０℃保存日数と粘度保持率との関係を示すグラフである。 実施例１２～１５及び比較例１０～１２で得られた粘度制御剤を用いたフラクチャリング流体における、４０℃保存日数と粘度保持率との関係を示すグラフである。
　本発明の粘度制御剤は、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤であって、ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含み、錠剤であることを特徴とする。以下、本発明のフラクチャリング流体の粘度制御剤、フラクチャリング流体、及び当該フラクチャリング流体を用いた原油または天然ガスの採掘方法について詳述する。
＜粘度制御剤＞
　本発明の粘度制御剤は、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤である。水圧破砕法とは、例えば原油、天然ガスなどの採掘に際し、坑井内に高い圧力を加えて採掘層にフラクチャー（割れ目）を形成し、このフラクチャーに砂などの支持材を導入することにより、フラクチャーが閉塞することを防ぎ、採掘層内にガスや油の浸透性が高い通路を設ける方法をいう。
　フラクチャリング流体とは、上記の通り、水圧破砕法に用いられ、坑井内に圧入される流体である。水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体は、一般に、水を主成分とし、砂、砂利などの支持材（プロパント）、ゲル化剤などを含む。後述の通り、本発明のフラクチャリング流体には、本発明の粘度制御剤が含まれる。
　本発明の粘度制御剤は、ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含み、錠剤である。ポリアルキレンオキシドとしては、アルキレンオキシドをモノマー単位として含むものであれば、特に制限されないが、フラクチャリング流体の粘度変化を効果的に制御する（すなわち、水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させる）観点からは、０．５質量％の水溶液としたときの２５℃における粘度が、２０～１，５００ｍＰａ・ｓ程度であるものが好ましく、２０～１，０００ｍＰａ・ｓ程度であるものがより好ましい。または、同様の観点から、ポリアルキレンオキシドとしては、５質量％の水溶液としたときの２５℃における粘度が５０～８０，０００ｍＰａ・ｓであるものが好ましく、１００～８０，０００ｍＰａ・ｓ程度であるものがより好ましい。なお、本発明において、ポリアルキレンオキシドを０．５質量％の水溶液としたときの粘度の測定方法は、以下の通りである。１Ｌ容のビーカーにイオン交換水４９７．５ｇを入れ、幅８０ｍｍ、縦２５ｍｍの平板で先端周速が１．０ｍ／ｓの条件下で攪拌しながらポリアルキレンオキシド２．５ｇを投入し、攪拌を３時間継続して水溶液を調製する。得られた水溶液を、２５℃の恒温槽に３０分以上浸し、Ｂ型回転粘度計（回転数１２ｒｐｍ、３分、２５℃）により測定する。また、５質量％の水溶液としたときの粘度の測定方法は、以下の通りである。１Ｌ容のビーカーにイオン交換水４７５．０ｇを入れ、幅８０ｍｍ、縦２５ｍｍの平板で先端周速が１．０ｍ／ｓの条件下で攪拌しながらポリアルキレンオキシド２５．０ｇを投入し、攪拌を３時間継続して水溶液を調製する。得られた水溶液を、２５℃の恒温槽に３０分以上浸し、Ｂ型回転粘度計（回転数１２ｒｐｍ、３分、２５℃）により測定する。
　また、フラクチャリング流体の粘度変化を効果的に制御する観点からは、ポリアルキレンオキシドを構成するモノマー単位の炭素数としては、好ましくは２～４程度、より好ましくは２～３程度が挙げられる。
　好ましいアルキレンオキシド単位としては、エチレンオキシド単位、プロピレンオキシド単位、ブチレンオキシド単位などの炭素数が２～４の脂肪族アルキレンオキシド単位が挙げられ、より好ましくは、エチレンオキシド単位、プロピレンオキシド単位などの炭素数が２～３の脂肪族アルキレンオキシド単位が挙げられる。なお、例えばプロピレンオキシド単位としては、１，２－プロピレンオキシド単位及び１，３－プロピレンオキシド単位が挙げられる。また、例えばブチレンオキシド単位としては、１，２－ブチレンオキシド単位、２，３－ブチレンオキシド単位、及びイソブチレンオキシド単位が挙げられる。これらのアルキレンオキシド単位は、１種類単独で含まれていてもよいし、２種類以上が含まれていてもよい。また、ポリアルキレンオキシドは、これらのアルキレンオキシド単位のうち少なくとも１種を含むブロック共重合体であってもよいし、ランダム共重合体であってもよい。
　特に好ましいポリアルキレンオキシドの具体例としては、ポリエチレンオキシド、ポリプロピレンオキシド、ポリブチレンオキシド、エチレンオキシド－プロピレンオキシド共重合体、エチレンオキシド－ブチレンオキシド共重合体、プロピレンオキシド－ブチレンオキシド共重合体などが挙げられる。これらの共重合体は、ブロック共重合体及びランダム共重合体のいずれであってもよい。ポリアルキレンオキシドは、１種類単独で用いてもよいし、２種類以上を組み合わせて用いてもよい。
　ポリアルキレンオキシドは、従来公知の方法で製造してもよいし、市販品を使用してもよい。ポリアルキレンオキシドの市販品としては、例えば、住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－１（５質量％水溶液粘度：５０～２００ｍＰａ・ｓ）、ＰＥＯ－３（５質量％水溶液粘度：２，５００～５，５００ｍＰａ・ｓ）、ＰＥＯ－８（０．５質量％水溶液粘度：２０～７０ｍＰａ・ｓ）、ＰＥＯ－１８（０．５質量％水溶液粘度：２５０～４３０ｍＰａ・ｓ）ＰＥＯ－２９（０．５質量％水溶液粘度：８００～１，０００ｍＰａ・ｓ）などが挙げられる。なお、「ＰＥＯ」は、住友精化株式会社の登録商標である。
　粘度低下剤としては、フラクチャリング流体の粘度を低下させるものであれば特に制限されず、例えば、ラジカル発生剤、酸、酵素などが挙げられる。粘度低下剤は１種類単独で用いてもよいし、２種類以上を組み合わせて用いてもよい。上記の通り、フラクチャリング流体には、水、支持材、ゲル化剤などが含まれており、当該ゲル化剤によって水の粘度が高められている。粘度低下剤は、フラクチャリング流体中のゲル化剤などに作用して、フラクチャリング流体の粘度を低下させる機能を有し、ブレーカーなどと呼ばれることがある。
　粘度低下剤として使用されるラジカル発生剤（本明細書では、ラジカル開始剤と表記する場合もある）としては、特に制限されず、公知のものが使用でき、具体例としては、２，２'－アゾビス（２，４'－ジメチルバレロニトリル（ＡＤＶＮ）などのアゾ系ラジカル発生剤；過酸化水素、ペルオキソ二硫酸塩、ｔ－ブチルヒドロパーオキサイドなどの過酸化物；モノ過硫酸のアンモニウム塩、モノ過硫酸のアルカリ金属塩、ジ過硫酸のアンモニウム塩、ジ過硫酸のアルカリ金属塩、次亜塩素酸のアルカリ金属またはアルカリ土類金属塩、塩素化イソシアヌレートなどが挙げられる。フラクチャリング流体におけるゲル化剤として、例えば後述の水和性高分子化合物が用いられる場合、粘度制御剤がラジカル発生剤を含むことにより、水和性高分子化合物が低分子量化し、フラクチャリング流体の粘度を効果的に低下させることができる。
　粘度低下剤として使用される酸としては、特に制限されず、公知のものが使用でき、具体例としては、塩酸、硫酸、フマル酸などが挙げられる。
　粘度低下剤として使用される酵素としては、特に制限されず、公知のものが使用でき、具体例としては、α－アミラーゼ、β－アミラーゼ、アミログルコシダーゼ、オリゴグルコシダーゼ、サッカラーゼ、マルターゼ、セルラーゼ、ヘミセルラーゼなどが挙げられる。フラクチャリング流体におけるゲル化剤として、例えば後述のポリサッカライドなどが用いられる場合、粘度制御剤が酵素を含むことにより、ポリサッカライドのグリコシド結合を加水分解し、フラクチャリング流体の粘度を効果的に低下させることができる。
　本発明の効果を阻害しないことを限度として、粘度制御剤は、ポリアルキレンオキシド及び粘度低下剤に加えて、他の成分を含んでいてもよい。
　本発明の粘度制御剤は、上記のポリアルキレンオキシドと上記粘度低下剤とを含み、錠剤であることにより、フラクチャリング流体の粘度低下を効果的に制御することができる。すなわち、フラクチャリング流体中において、錠剤がゆっくりと溶解することにより、所定期間はフラクチャリング流体の粘度を高粘度に維持し、所定の期間経過後にフラクチャリング流体中において粘度低下剤が分散し、フラクチャリング流体の粘度を低下させることができる。具体的には、本発明の粘度制御剤をフラクチャリング流体に用いることにより、水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時には、フラクチャリング流体中において、本発明の粘度制御剤がゆっくりと溶解して、所定期間に亘ってフラクチャリング流体の粘度が高粘度に維持される。そして、所定期間が経過したフラクチャリング流体の回収作業時には、フラクチャリング流体中において錠剤中のポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とが溶解し、粘度低下剤が分散してフラクチャリング流体中ゲル化剤に作用して、フラクチャリング流体の粘度を低下させることができる。
　本発明の粘度制御剤におけるポリアルキレンオキシドの割合は、フラクチャリング流体の粘度を高粘度から低粘度に変化させる所定期間に応じて、適宜設定することができ、好ましくは３０～９９．９９質量％程度、より好ましくは５０～９９．９９質量％程度、さらに好ましくは７０～９９．９質量％程度が挙げられる。粘度制御剤におけるポリアルキレンオキシドの割合が高くなるほど、粘度低下剤のフラクチャリング流体中への分散（溶解）が遅くなるため、フラクチャリング流体の回収に適した粘度に低下させるまでの期間を長くすることができる。一方、粘度制御剤におけるポリアルキレンオキシドの割合が低くなるほど、粘度低下剤のフラクチャリング流体中への分散（溶解）が早くなるため、フラクチャリング流体の回収に適した粘度に低下させるまでの期間を短くすることができる。
　本発明の粘度制御剤において、錠剤の質量（大きさ）としては、フラクチャリング流体の粘度を高粘度から低粘度に変化させる所定期間に応じて、適宜設定することができ、好ましくは０．２ｇ以上、より好ましくは０．２～１０ｇ程度、さらに好ましくは０．５～２ｇ程度が挙げられる。錠剤の質量が大きくなるほど、粘度低下剤のフラクチャリング流体中への分散（溶解）が遅くなるため、フラクチャリング流体の回収に適した粘度に低下させるまでの期間を長くすることができる。一方、錠剤の質量が小さくなるほど、フラクチャリング流体の回収に適した粘度に低下させるまでの期間を短くすることができる。
　本発明の粘度制御剤の使用量は、特に制限されず、目的とするフラクチャリング流体のフラクチャー生成作業時及び回収作業時の設定粘度に応じて適宜設定すればよく、フラクチャリング流体中において、例えば０．０１～１質量％程度、好ましくは０．１～０．５質量％程度が挙げられる。
　本発明の粘度制御剤において、錠剤におけるポリアルキレンオキシドと粘度低下剤の配置は、特に制限されず、例えば、ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤が錠剤中に均一に分散したマトリックス型、粘度低下剤が錠剤の中心部（コア部）に位置し、ポリアルキレンオキシドが粘度低下剤の周囲（シェル部）に位置するコアシェル型などが挙げられる。錠剤がコアシェル型である場合、マトリックス型である場合よりも、フラクチャリング流体中における粘度低下剤の分散（溶解）が遅くなるため、回収に適した粘度低下までの期間を遅らせることができる。
　本発明の粘度制御剤は、ポリアルキレンオキシド、粘度低下剤、及び必要に応じて他の成分を混合し、錠剤形状に成形することにより製造することができる。すなわち、粘度制御剤は、ポリアルキレンオキシド、粘度低下剤、及び必要に応じて他の成分を混合した組成物とし、これを錠剤形状に成形することにより製造することができる。
　本発明の粘度制御剤は、例えばマトリックス型であれば、上記のポリアルキレンオキシドの粉末と上記の粘度低下剤の粉末とを均一に混合し、打錠機などを用いて錠剤形状に成形することにより製造することができる。また、コアシェル型であれば、粘度低下剤の粉末が中心部分、ポリアルキレンオキシドの粉末がその周りに位置するように配置して、打錠機などで成形することにより製造することができる。打錠圧などは、目的とする錠剤の質量（大きさ）等に応じて適宜設定することができる。
　本発明の粘度制御剤は、水圧破砕法におけるフラクチャリング流体に使用されることにより、水圧破砕法におけるフラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させることができるため、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤として、好適に使用することができる。
＜フラクチャリング流体＞
　本発明のフラクチャリング流体は、上記の粘度制御剤と、水と、支持材（プロパント）と、ゲル化剤とを含む。本発明のフラクチャリング流体は、水圧破砕法に用いられ、坑井内に圧入される流体である。水としては、特に制限されず、例えば、地下水、河川水、雨水、工業用水、水道水などを用いることができる。フラクチャリング流体中における水の割合は、通常、９０～９９質量％程度である。
　支持材としては、特に制限されず、公知のフラクチャリング流体に使用される支持材を使用することができる。支持材としては、例えば、砂、砂利、ウォルナットシェル、タルクやベントナイトなどの鉱物類などが挙げられる。支持材は、１種類単独で使用してもよいし、２種類以上を組み合わせて使用してもよい。フラクチャリング流体における支持材の割合は、通常、０．１～１質量％程度である。
　ゲル化剤としては、特に制限されず、公知のフラクチャリング流体に使用されるゲル化剤を使用することができる。ゲル化剤の具体例としては、ポリサッカライド、ポリアクリルアミド、ポリアクリルアミドコポリマー、ポリアルキレンオキシドなどの水和性高分子化合物が挙げられる。ポリサッカライドとしては、特に制限されないが、好ましくはグアーガム、ローカストビーンガム、カルボキシメチルガム、カラヤガム、ナトリウムカルボキシメチルグアー、ヒドロキシエチルグアー、ヒドロキシプロピルグアー、ナトリウムヒドロキシメチルセルロース、ナトリウムカルボキシメチルヒドロキシエチルセルロース、ヒドロキシメチルセルロース、ヒドロキシエチルセルロースなどが挙げられる。ゲル化剤としては、１種類単独で使用してもよいし、２種類以上を組み合わせて使用してもよい。フラクチャリング流体におけるゲル化剤の割合は、通常、０．１～１質量％程度である。
　本発明のフラクチャリング流体中には、架橋剤、界面活性剤などの公知のフラクチャリング流体に含まれる他の添加剤がさらに含まれていてもよい。架橋剤の具体例としては、クロム（ＩＩＩ）、アルミニウム（ＩＩＩ）、チタン（ＩＶ）などの多価金属イオン、ボレートなどの多価アニオンなどが挙げられる。
　本発明のフラクチャリング流体は、水と、粘度制御剤と、支持材と、ゲル化剤と、必要に応じて他の添加剤とを混合することにより容易に製造することができる。本発明のフラクチャリング流体は、上記の粘度制御剤を含むため、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体として好適に使用することができる。さらに、本発明のフラクチャリング流体は、後述の通り、原油または天然ガスの採掘方法において圧入されるフラクチャリング流体として好適に使用することができる。
　本発明のフラクチャリング流体の粘度は、特に制限されず、公知のフラクチャリング流体と同様とすることができる。フラクチャー生成作業に使用される際のフラクチャリング流体の粘度としては、例えば、５００～２，０００ｍＰａ・ｓ程度が挙げられる。また、フラクチャリング流体を回収する際のフラクチャリング流体の粘度としては、例えば、１００ｍＰａ・ｓ以下が挙げられる。なお、本発明において、フラクチャリング流体の粘度の測定方法は、次の通りである。フラクチャリング流体を、２５℃の恒温槽に３０分以上浸し、Ｂ型回転粘度計（回転数１２ｒｐｍ、３分、２５℃）により測定する。
＜原油または天然ガスの採掘方法＞
　本発明の原油または天然ガスの採掘方法は、地層に採掘孔を形成する工程と、採掘孔に、本発明のフラクチャリング流体を導入し、地層の一部にフラクチャーを形成する工程と、採掘孔から原油または天然ガスを採収する工程とを備える。地層に採掘孔を形成する工程、採掘孔に、フラクチャリング流体を導入し、地層の一部にフラクチャーを形成する工程、及び採掘孔から原油または天然ガスを採収する工程は、公知の採掘方法に準じて行うことができる。本発明の原油または天然ガスの採掘方法においては、本発明の粘度制御剤を含むフラクチャリング流体を用いるため、フラクチャーの生成作業時にはフラクチャリング流体の高い粘度を維持でき、フラクチャリング流体の回収作業時には粘度を低下させることができる。このため、本発明の原油または天然ガスの採掘方法によれば、効率よく原油または天然ガスを採掘することができる。
　以下に、実施例及び比較例を示して本発明を詳細に説明する。ただし、本発明は、実施例に限定されない。
［実施例１］
　ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）０．５ｇとラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４'－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、上記ポリエチレンオキシド２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のポリエチレンオキシド水溶液中に添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１（実測値）及び図１，２（グラフ）に示す。なお、ポリエチレンオキシド水溶液中のポリエチレンオキシド量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
＜粘度の測定方法＞
　実施例及び比較例において、粘度制御剤に用いたポリエチレンオキシドの粘度は以下のようにして測定した。１Ｌ容のビーカーにイオン交換水４９７．５ｇを入れ、幅８０ｍｍ、縦２５ｍｍの平板で先端周速が１．０ｍ／ｓの条件下で攪拌しながら試料２．５ｇを投入し、攪拌を３時間継続して水溶液を調製した。得られた水溶液を、２５℃の恒温槽に３０分以上浸し、Ｂ型回転粘度計（回転数１２ｒｐｍ、３分、２５℃）により測定した。
　また、実施例及び比較例で得られたフラクチャリング流体の粘度は、以下のようにして測定した。フラクチャリング流体を２５℃の恒温槽に３０分以上浸し、Ｂ型回転粘度計（回転数１２ｒｐｍ、３分、２５℃）により測定した。
＜粘度保持率の測定方法＞
　実施例及び比較例において、粘度保持率（粘度低下率）は以下のようにして測定した。実施例及び比較例で得られたフラクチャリング流体の粘度（粘度Ａとする）を０日目の粘度とした。また、４０℃で保管後、所定の期間が経過したフラクチャリング流体の粘度を、それぞれ０日目と同様にして測定した（粘度Ｂとする）。粘度保持率は、粘度Ａ及び粘度Ｂを用いて、以下の式により算出した。
粘度Ｂ／粘度Ａ×１００＝粘度保持率（％）
［実施例２］
　ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）を錠剤の中心部（コア部）に配置し、ポリエチレンオキシドをラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の周り（シェル部）に配置した錠剤（コアシェル型）としたこと以外は、実施例１と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１と同様にして、実施例２で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図１に示す。
［実施例３］
　粘度制御剤の作製において、ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－１８、０．５質量％の水溶液粘度：２５０ｍＰａ・ｓ）０．５ｇを用いたこと以外は、実施例１と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１と同様にして、実施例３で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図１に示す。
［実施例４］
　ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）を錠剤の中心部（コア部）に配置し、ポリエチレンオキシドをラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の周り（シェル部）に配置した錠剤（コアシェル型）としたこと以外は、実施例３と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１と同様にして、実施例４で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図１に示す。
［実施例５］
　粘度制御剤の作製において、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇを過硫酸アンモニウム０．００２５ｇに変更したこと以外は、実施例１と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１と同様にして実施例５で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図２に示す。
［比較例１］
　ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のポリエチレンオキシド水溶液をフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図１，２に示す。
［比較例２］
　ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のポリエチレンオキシド水溶液に、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４'－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇを添加してフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図１，２に示す。なお、ポリエチレンオキシド水溶液中のポリエチレンオキシド量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［比較例３］
　ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のポリエチレンオキシド水溶液に、過硫酸アンモニウム０．００２５ｇを添加してフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図２に示す。なお、ポリエチレンオキシド水溶液中のポリエチレンオキシド量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１０００ｐｐｍである。
［比較例４］
　ポリビニルアルコール（クラレ株式会社製の商品名：クラレポバールＰＶＡ－４０３）０．５ｇと過硫酸アンモニウム０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、上記ポリエチレンオキシド２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のポリエチレンオキシド水溶液中に添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図２に示す。なお、ポリエチレンオキシド水溶液中のポリエチレンオキシド量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［実施例６］
　ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）０．５ｇとラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガム水溶液中に添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図３に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［実施例７］
　粘度制御剤の作製において、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇを過硫酸アンモニウム０．００２５ｇに変更したこと以外は、実施例６と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例６と同様にして実施例７で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図３に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１０００ｐｐｍである。
［実施例８］
　粘度制御剤の作製において、過硫酸アンモニウム０．００２５ｇを０．０００６２５ｇに変更したこと以外は、実施例７と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例６と同様にして実施例８で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図３，４に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は２５０ｐｐｍである。
［実施例９］
　粘度制御剤の作製において、ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）０．２５ｇと過硫酸アンモニウム０．０００６２５ｇとをドライブレンドし、直径５ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。次に、実施例６と同様にして実施例９で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図４に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は２５０ｐｐｍである。
［実施例１０］
　粘度制御剤の作製において、ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）１．０ｇと過硫酸アンモニウム０．０００６２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。次に、実施例６と同様にして実施例１０で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図４に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は２５０ｐｐｍである。
［実施例１１］
　粘度制御剤の作製において、ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）０．１２５ｇと過硫酸アンモニウム０．０００６２５ｇとをドライブレンドし、直径５ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。次に、実施例６と同様にして実施例１１で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表１及び図４に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は２５０ｐｐｍである。
［比較例５］
　グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガム水溶液をフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図３に示す。
［比較例６］
　グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガム水溶液に、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇを添加してフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図３に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［比較例７］
　グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガム水溶液に、過硫酸アンモニウム０．００２５ｇを添加してフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図３に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１０００ｐｐｍである。
［比較例８］
　ポリビニルアルコール（クラレ株式会社製の商品名：クラレポバールＰＶＡ－４０３）０．５ｇとラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガム水溶液中に添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図３に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［比較例９］
　ポリビニルアルコール（クラレ株式会社製の商品名：クラレポバールＰＶＡ－４０３）０．５ｇと過硫酸アンモニウム０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガム水溶液中に添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図３に示す。なお、グアーガム水溶液中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１０００ｐｐｍである。
［実施例１２］
　ポリエチレンオキシド（住友精化株式会社製の商品名：ＰＥＯ－２９、０．５質量％の水溶液粘度：８２５ｍＰａ・ｓ）０．５ｇとラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇと四ほう酸ナトリウム（無水）（和光純薬工業株式会社製）０．２５ｇとを水４９７．５ｇで溶解して得たグアーガムゲル中に添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。なお、グアーガムゲル中のグアーガム量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［実施例１３］
　粘度制御剤の作製において、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）（ＡＤＶＮ：２，２'－アゾビス（２，４’－ジメチルバレロニトリル））０．００２５ｇを過硫酸アンモニウム０．００２５ｇに変更したこと以外は、実施例１２と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１２と同様にして実施例１３で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。なお、グアーガムゲル中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１０００ｐｐｍである。
［実施例１４］
　粘度制御剤の作製において、過硫酸アンモニウム０．００２５ｇを０．０００６２５ｇに変更したこと以外は、実施例１２と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１２と同様にして実施例１４で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。なお、アーガムゲル中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は２５０ｐｐｍである。
［実施例１５］
　粘度制御剤の作製において、過硫酸アンモニウムを０．０００２５ｇに変更したこと以外は、実施例１３と同様にして、粘度制御剤を得た。次に、実施例１３と同様にして実施例１７で得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。なお、アーガムゲル中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１００ｐｐｍである。
［比較例１０］
　グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇと四ほう酸ナトリウム（無水）（和光純薬工業株式会社製）０．２５ｇとを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガムゲルをフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。
［比較例１１］
　グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇと四ほう酸ナトリウム（無水）（和光純薬工業株式会社製）０．２５ｇとを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガムゲルに、過硫酸アンモニウム０．００２５ｇを添加してフラクチャリング流体とし、４０℃で一定期間保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。なお、グアーガムゲル中のグアーガム量に対して、ラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の量は１０００ｐｐｍである。
［比較例１２］
　ポリビニルアルコール（クラレ株式会社製の商品名：クラレポバールＰＶＡ－４０３）０．５ｇと過硫酸アンモニウム０．００２５ｇとをドライブレンドし、直径１０ｍｍの臼に入れ、５ｋＮの圧力で打錠し錠剤形状の粘度制御剤（マトリックス型）を得た。この粘度制御剤１錠を、グアーガム（和光純薬工業株式会社製）２．５ｇと四ほう酸ナトリウム（無水）（和光純薬工業株式会社製）０．２５ｇとを水４９７．５ｇで溶解して得た０．５質量％のグアーガムゲルに添加し、フラクチャリング流体を得た。得られたフラクチャリング流体を４０℃で一定期間（０～７日間）保管した際の粘度及び粘度保持率の推移を確認した。結果を表２及び図５に示す。なお、グアーガムゲル中のグアーガム量に対して、過硫酸アンモニウムの量は１０００ｐｐｍである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　表１及び図１に示されるように、実施例１においては、１日目までは粘度制御剤を用いなかった比較例１と較べて有意差は無く粘度は安定しており、３日目から急激に粘度が低下しはじめ、５日目で粘度保持率が約１０％にまで低下した。また、実施例２においては、２日目までは比較例１と較べて有意差は無く粘度は安定しており、３日目から粘度が低下しはじめ、７日目で粘度保持率が約３０％にまで低下した。実施例３においては、１日目までは比較例１と較べて有意差は無く粘度は安定しており、２日目から急激に粘度が低下しはじめ、４日目で粘度保持率が約７％にまで低下した。実施例４においては、１日目までは比較例１と較べて有意差は無く粘度は安定しており、２日目から急激に粘度が低下しはじめ、４日目で粘度保持率が約１１％にまで低下した。比較例１では、７日目においても、粘度保持率が約８０％と高い粘度を保持していた。比較例２では、１日目で粘度保持率が約３５％まで低下し、２日目には粘度保持率が約１０％にまで低下した。実施例及び比較例の結果から、ポリエチレンオキシドとラジカル発生剤（ラジカル開始剤）とを含む粘度制御剤を用いた実施例１～４のフラクチャリング流体では、一定期間は高粘度を保ち、一定期間経過後には、粘度を急激に低下させられることが明らかとなった。一方、粘度制御剤を用いなかった比較例１のフラクチャリング流体では、粘度が高いまま維持されること、ポリエチレンオキシドを用いなかった比較例２のフラクチャリング流体では、粘度が早期に低下してしまうことが明らかとなった。
　図１において、実施例１と実施例２との比較から、錠剤におけるラジカル発生剤（ラジカル開始剤）の配置を変更することで、粘度制御が可能となることが分かる。また、実施例１と実施例３、実施例２と実施例４との比較から、粘度制御剤に用いるポリエチレンオキシドの粘度を調整することによって、フラクチャリング流体の粘度変化を制御できることが分かる。
　図２に示される実施例５の結果から、粘度低下剤としてモノ過硫酸のアンモニウム塩を用いた場合にも粘度制御が可能となることが分かる。
　図１の比較例１のように、粘度低下剤（ラジカル発生剤）を用いない場合は、粘度低下が緩やかとなり、フラクチャリング流体は、長期間に亘って高い粘度を保持することが分かる。一方、図２の比較例２，３のように、粘度低下剤としてのラジカル発生剤またはモノ過硫酸のアンモニウム塩を錠剤の形態とせずに、フラクチャリング流体に直接添加すると、フラクチャリング流体の粘度が急激に低下することが分かる。
　図２に示されるように、ポリエチレンオキシドの代わりにポリビニルアルコールを粘度制御剤に用いた比較例４では、フラクチャリング流体の粘度が直ぐに低下し始め、実施例１～５のように一定期間は高粘度を保ち、一定期間後に粘度を低下させることはできないことが分かる。
　図３に示されるように、フラクチャリング流体の組成として、０．５％ポリエチレンオキシド水溶液の代わりに、ポリサッカライドであるグアーガム水溶液（０．５％）を用いた実施例６，７においても、フラクチャリング流体の粘度調整が可能であることが分かる。また、実施例７，８の結果から、粘度低下剤の添加量を制御することによって、フラクチャリング流体の粘度調整を行うことができることも分かる。
　図４に示される実施例８～１１の結果から、粘度制御剤として使用する錠剤の質量（大きさ）を変更することによって、フラクチャリング流体の粘度調整を行えることが分かる。
　図３の比較例５のように、フラクチャリング流体の組成として、０．５％ポリエチレンオキシド水溶液の代わりに、ポリサッカライドであるグアーガム水溶液（０．５％）を用いたに場合おいても、粘度低下剤（ラジカル発生剤）を用いない場合は、粘度低下が緩やかとなり、フラクチャリング流体は、長期間に亘って高い粘度を保持することが分かる。一方、図３の比較例６，７のように、粘度低下剤としてのラジカル発生剤またはモノ過硫酸のアンモニウム塩を錠剤の形態とせずに、フラクチャリング流体に直接添加すると、フラクチャリング流体の粘度が急激に低下することが分かる。
　図３の比較例８，９のように、フラクチャリング流体の組成として、０．５％ポリエチレンオキシド水溶液の代わりに、ポリサッカライドであるグアーガムの水溶液（０．５％）を用いた場合においても、ポリエチレンオキシドの代わりにポリビニルアルコールを粘度制御剤に用いると、フラクチャリング流体の粘度が直ぐに低下し始め、図３または図４の実施例６～１１のように一定期間は高粘度を保ち、一定期間後に粘度を低下させることはできないことが分かる。
　図５に示されるように、フラクチャリング流体として、四ほう酸ナトリウム（０．０５％）とグアーガム（０．５％）水溶液を用いた実施例１２においても、フラクチャリング流体の粘度を調整することができる。また、実施例１２～１５から、フラクチャリング流体として、四ほう酸ナトリウム（０．０５％）とグアーガム（０．５％）水溶液を用いた場合にも、粘度低下剤の種類、粘度低下剤の濃度などを調整することにより、フラクチャリング流体の粘度を調整することができることが分かる。
　図５の比較例１０のように、フラクチャリング流体として、四ほう酸ナトリウム（０．０５％）とグアーガム（０．５％）水溶液を用いた場合においても、粘度低下剤（ラジカル発生剤）を用いない場合は、粘度低下が緩やかとなり、フラクチャリング流体は、長期間に亘って高い粘度を保持することが分かる。一方、図５の比較例１１のように、粘度低下剤としてのラジカル発生剤を錠剤の形態とせずに、フラクチャリング流体に直接添加すると、フラクチャリング流体の粘度が急激に低下することが分かる。また、ポリエチレンオキシドの代わりにポリビニルアルコールを粘度制御剤に用いた比較例１２では、フラクチャリング流体の粘度が直ぐに低下し始め、実施例１２～１５のように一定期間は高粘度を保ち、一定期間後に粘度を低下させることはできないことが分かる。

Claims (12)

  1. 　水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するために使用される粘度制御剤であって、
    　ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含み、錠剤である、粘度制御剤。
  2. 　前記粘度制御剤における前記ポリアルキレンオキシドの割合が、３０～９９．９９質量％である、請求項１に記載の粘度制御剤。
  3. 　前記錠剤の質量が０．２ｇ以上である、請求項１または２に記載の粘度制御剤。
  4. 　前記ポリアルキレンオキシドは、０．５質量％の水溶液としたときの２５℃における粘度が２０～１，５００ｍＰａ・ｓであるか、または５質量％の水溶液としたときの２５℃における粘度が５０～８０，０００ｍＰａ・ｓである、請求項１～３のいずれかに記載の粘度制御剤。
  5. 　前記粘度低下剤が、ラジカル発生剤、酸、及び酵素からなる群から選ばれた少なくとも１種である、請求項１～４のいずれかに記載の粘度制御剤。
  6. 　前記ポリアルキレンオキシドを構成するモノマー単位の炭素数が２～４である、請求項１～５のいずれかに記載の粘度制御剤。
  7. 　前記ポリアルキレンオキシドが、エチレンオキシド単位、プロピレンオキシド単位、及びブチレンオキシド単位からなる群から選択された少なくとも１種のモノマー単位を含む、請求項１～６のいずれかに記載の粘度制御剤。
  8. 　前記ポリアルキレンオキシドが、ポリエチレンオキシド、ポリプロピレンオキシド、ポリブチレンオキシド、エチレンオキシド－プロピレンオキシド共重合体、エチレンオキシド－ブチレンオキシド共重合体、及びプロピレンオキシド－ブチレンオキシド共重合体からなる群から選択された少なくとも１種である、請求項１～７のいずれかに記載の粘度制御剤。
  9. 　ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含む錠剤の、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化を制御するための使用。
  10. 　ポリアルキレンオキシドと粘度低下剤とを含む錠剤を用いる、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体の粘度変化の制御方法。
  11. 　請求項１～８のいずれかに記載の粘度制御剤と、水と、支持材と、ゲル化剤とを含む、水圧破砕法に用いられるフラクチャリング流体。
  12. 　原油または天然ガスの採掘方法であって、
    　地層に採掘孔を形成する工程と、
    　前記採掘孔に、請求項１１に記載のフラクチャリング流体を導入し、前記地層の一部にフラクチャーを形成する工程と、
    　前記採掘孔から原油または天然ガスを採掘する工程と、
    を備える、原油または天然ガスの採掘方法。
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