RU2816318C2 - Обратная эмульсия для гидравлического разрыва - Google Patents
Обратная эмульсия для гидравлического разрыва Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816318C2 RU2816318C2 RU2021128306A RU2021128306A RU2816318C2 RU 2816318 C2 RU2816318 C2 RU 2816318C2 RU 2021128306 A RU2021128306 A RU 2021128306A RU 2021128306 A RU2021128306 A RU 2021128306A RU 2816318 C2 RU2816318 C2 RU 2816318C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- hydraulic fracturing
- salts
- oil
- emulsion
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 51
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical group OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229920003118 cationic copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims abstract description 6
- 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
- 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
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 37
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 21
- DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C=C DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 6
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N chloro(114C)methane Chemical compound [14CH3]Cl NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 5
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)NCCC[N+](C)(C)C UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 claims description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 45
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- -1 butyl oleinate Chemical compound 0.000 description 15
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 9
- 239000012071 phase 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 7
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 7
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N chloromethane Chemical compound ClC NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 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
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical class CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical class OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 3
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 3
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 3
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical class OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 229940050176 methyl chloride Drugs 0.000 description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 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 3
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 3
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 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
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 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
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 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
- 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
- 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
- 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 class OP(O)(O)=O.OC(=O)C(O)C(O)C(O)=O IYXGAVFNZJFSBQ-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
- QMYCJCOPYOPWTI-UHFFFAOYSA-N 2-[(1-amino-1-imino-2-methylpropan-2-yl)diazenyl]-2-methylpropanimidamide;hydron;chloride Chemical compound Cl.NC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(N)=N QMYCJCOPYOPWTI-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
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 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
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-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
- 239000002253 acid Chemical class 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 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
- 150000001348 alkyl chlorides Chemical class 0.000 description 1
- 125000005600 alkyl phosphonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 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
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 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
- 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
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide 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
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 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
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 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
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 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
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 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
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 125000001624 naphthyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 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
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006864 oxidative decomposition reaction Methods 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
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 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
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 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
- 239000011734 sodium 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
- 159000000000 sodium salts Chemical class 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
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 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
Изобретение относится к обратной эмульсии, содержащей катионный полимер, стабильный в условиях высокой солености. Обратная эмульсия вода-в-масле для приготовления жидкости для гидравлического разрыва содержит масло, воду, растворимый в воде катионный сополимер со среднемассовой молекулярной массой, составляющей более 3 миллионов дальтонов, включающий от 18 до 32% мол. катионных мономеров и от 68 до 82% мол. неионных мономеров, инвертирующий агент и эмульгирующий агент, причем массовое отношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента составляет более 1,8. Причем инвертирующий агент выбран из этоксилированного нонилфенола, этоксилированного/пропоксилированного спирта, этоксилированного тридецилового спирта и этоксилированного/пропоксилированного жирного спирта и эмульгирующий агент выбран из сорбитанмоноолеината, полиэтоксилированных сорбитановых сложных эфиров или диэтаноламида жирных кислот таллового масла. Также изобретение относится к способу получения жидкости для гидравлического разрыва, к способу гидравлического разрыва подземного пласта и к способу снижения трения жидкости для гидравлического разрыва. Технический результат изобретения заключается в получении обратной эмульсии вода-в-масле определенного состава с превосходными эксплуатационными характеристиками, касающимися понижения трения в условиях очень большой солености при высоких уровнях содержания двухвалентных солей. 4 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл., 9 пр.
Description
Настоящее изобретение относится к области полимеров в форме эмульсий «вода в масле», также известных под названием «обратная эмульсия» (англ. «reverse emulsion»). Более конкретно, изобретение касается обратной эмульсии, содержащей катионный полимер, стабильный в условиях высокой солености.
Другие аспекты изобретения относятся к способу получения жидкости для гидравлического разрыва пласта и к способу гидравлического разрыва пласта для нетрадиционных подземных нефтяных и газовых коллекторов (месторождений) с использованием упомянутой обратной эмульсии, и, в заключение, последний аспект изобретения относится к способу снижения трения жидкости для гидравлического разрыва пласта при проведении операции гидравлического разрыва пласта.
Уровень техники
Добыча нефти (углеводородов) и газа, содержащихся в нетрадиционных подземных коллекторах, развивалась на протяжении нескольких лет и требует раскрытия трещин в коллекторе для экономически оправданной добычи нефти и газа.
В следующем далее описании уровня техники и изобретения термин «нетрадиционные подземные коллекторы» используется для обозначения залежей, требующих специальных технологий извлечения ввиду того, что данные залежи не имеют форму накоплений в пористой и проницаемой горной породе (см. публикации Les hydrocarbures de roche-mère en France Rapport provisoire – CGIET No. 2011-04-G – Ministère de l’écologie, du développement durable, des transports et du logement – апрель 2011). Газ из нетрадиционных источников включает сланцевый газ, метан угольных месторождений и газ из малопроницаемых пород. Нефть из нетрадиционных источников включает тяжелую нефть, сланцевую нефть и нефть из малопроницаемых пород.
Запасы, содержащиеся в нетрадиционных коллекторах, огромны и чрезвычайно обширны в прежде недостижимых областях, таких как в случае несущих углеводороды материнских пород, подобных сланцевым, газа из малопроницаемых пород и метана угольных месторождений. В США широко добывается сланцевый газ, который в настоящее время составляет 46% от общего количества природного газа, добываемого в США, увеличившись с 28% в 1998 году. Очень большие бассейны известны под наименованиями Барнетт-Шейл (Barnett Shale), Файетвилл-Шейл (Ville Fayette Shale), Моури-Шейл (Mowry Shale), Марселлус-Шейл (Marcellus Shale), Ютика-Шейл (Utica Shale) и тому подобное. В результате достижений прогресса в методиках бурения стало возможным бурение малопроницаемых газовых коллекторов.
Методики добычи эволюционировали от вертикальных скважин к горизонтальным скважинам, что уменьшает как число требуемых эксплуатационных скважин, так и их воздействие на грунт, и позволяет лучшим образом покрывать объем коллектора для добычи максимального количества газа. Однако проницаемости часто бывают недостаточны для легкой миграции газа из горной породы в скважину и, как следствие, для экономически оправданной добычи газа или нефти в больших количествах. Поэтому необходимо увеличивать проницаемость и площадь поверхности добычи путем проведения операций по интенсификации добычи, и, в частности, путем осуществления гидравлического разрыва пласта горной породы, контактирующего со скважиной.
Гидравлический разрыв
Цель гидравлического разрыва пласта заключается в создании дополнительной проницаемости и увеличении поверхности для добычи газа или нефти. Действительно, большие ограничения на добычу накладывают низкая проницаемость, естественные препятствия в виде плотных слоев и импермеабилизация в результате проведения операций бурения. Газ или нефть, содержащиеся в нетрадиционном коллекторе, не могут достаточно легко мигрировать из горной породы в скважину без интенсификации добычи.
Операции по гидравлическому разрыву пласта в отношении горизонтальных скважин стали проводить в 1960-х годах в Аппалачском регионе, и на сегодняшний день в США были проведены десятки тысяч таких операций.
Технологии дизайна, моделирования коллектора, бурения, цементирования и интенсификации добычи все более усложняются и используют оборудование, позволяющее проводить данные операции за более и более короткие периоды времени с точным анализом результатов.
Интенсификация добычи для коллектора путем гидравлического разрыва
Данные операции состоят из нагнетания воды под высоким давлением и при очень больших значениях расхода для создания трещин, распределенных перпендикулярно эксплуатационным скважинам. Обычно это осуществляется за несколько стадий для создания трещин по всей длине горизонтальной скважины, что, таким образом, позволяет максимально покрывать объем коллектора.
В целях удерживания данных трещин в раскрытом состоянии добавляют расклинивающий наполнитель (например, песок, пластмассы или керамику нужного сорта), чтобы предотвратить смыкание трещин и сохранить созданную капиллярность сразу после прекращения нагнетания.
В целях уменьшения гидравлической мощности, необходимой для быстрого нагнетания воды или рассола в подземный пласт, используют полимеры, известные как вещества, снижающие трение (понизители трения). Использование упомянутых полимеров позволяет уменьшать гидравлическое сопротивление вследствие внутреннего трения в рабочей жидкости на величины до 70%.
Обычно используют полимеры в форме обратной эмульсии, принимая во внимание легкость работы с ними. Их использование основано на растворении полимера в воде или рассоле. С этой целью обратную эмульсию инвертируют таким образом, чтобы высвободить полимер, содержащийся в водной фазе обратной эмульсии. После высвобождения полимер содержится в воде или рассоле, к которым добавили данную обратную эмульсию.
Жидкости для гидравлического разрыва все чаще имеют в своей основе воду, содержащую значительные количества растворенных солей. В этом контексте в промышленности требуются понизители трения, которые эффективно функционируют в высокосолевых рассолах (в рассоле при высокой концентрации растворенных солей), некоторые из которых могут содержать более чем 30000 мг.л-1 растворенных солей или даже более чем 100000 мг.л-1, характеризуясь, в частности, высокими уровнями содержания двухвалентных солей.
Описание изобретения
Как неожиданно обнаружил заявитель, обратная эмульсия «вода-в-масле» определенного состава приводит к получению превосходных эксплуатационных характеристик в том, что касается понижения трения в условиях очень большой солености при высоких уровнях содержания двухвалентных солей.
Изобретение также относится к способу получения жидкости для гидравлического разрыва с использованием эмульсии по изобретению.
Третий аспект изобретения относится к способу гидравлического разрыва, в котором нагнетаемая жидкость получена в соответствии со способом по предшествующему аспекту изобретения.
В заключение, последний аспект изобретения касается способа понижения трения жидкости для гидравлического разрыва при проведении операции гидравлического разрыва с использованием эмульсии по изобретению.
Более конкретно, изобретение, во-первых, относится к обратной эмульсии вода-в-масле, содержащей:
- масло;
- воду;
- по меньшей мере один растворимый в воде катионный сополимер со средней молекулярной массой более 3 миллионов дальтонов, включающий от 18 до 32%мол. катионных мономеров и от 68 до 82%мол. неионных мономеров;
- по меньшей мере один инвертирующий агент и по меньшей мере один эмульгирующий агент, причем массовое соотношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента превышает 1,8;
○ причем инвертирующий агент выбран из этоксилированного нонилфенола, предпочтительно включающего от 4 до 10 звеньев этоксилирования; этоксилированного/пропоксилированного спирта, предпочтительно включающего столько звеньев этоксилирования/пропоксилирования, чтобы совокупное количество атомов углерода лежало в диапазоне между С10 и С25, этоксилированного тридецилового спирта и этоксилированного/пропоксилированного жирного спирта;
○ причем эмульгирующий агент выбран из сорбитанмоноолеината, полиэтоксилированных сорбитановых сложных эфиров или диэтаноламида жирных кислот таллового масла.
Масло, использованное для получения эмульсии вода-в-масле по изобретению, может быть минеральным маслом, растительным маслом, синтетическим маслом или смесью из множества данных масел. Примерами минерального масла являются минеральные масла, содержащие насыщенные углеводороды, относящиеся к алифатическому, нафтеновому, парафиновому, изопарафиновому, циклопарафиновому или нафтильному типу. Примерами синтетического масла являются гидрированный полидецен или гидрированный полиизобутен, сложный эфир, такой как октилстеарат или бутилолеинат. Идеально подходит серия продукции Exxsol® от компании Exxon.
В общем случае массовое соотношение между водной фазой и масляной фазой в обратной эмульсии предпочтительно находится в диапазоне между 50/50 и 90/10, а более предпочтительно между 70/30 и 80/20.
Эмульсия вода-в-масле в выгодном варианте содержит от 12 до 24% мас. масла, в более выгодном случае от 15 до 22% мас.
Эмульсия вода-в-масле в выгодном варианте содержит от 30 до 55% мас. воды, в более выгодном случае от 35 до 48% мас.
В настоящем документе термин «полимер, растворимый в воде» обозначает полимер, который дает водный раствор без нерастворимых частиц в результате растворения при одновременном перемешивании на протяжении 4 часов при 25°С и при концентрации 10 г.л-1 в воде.
В настоящем изобретении термин «эмульгирующий агент» обозначает агент, способный эмульгировать воду в масле, а термин «инвертирующий агент» обозначает агент, способный эмульгировать масло в воде. Более конкретно, полагают, что инвертирующий агент представляет собой поверхностно-активное вещество, характеризующееся ГЛБ 10 или более, а эмульгирующий агент представляет собой поверхностно-активное вещество, характеризующееся ГЛБ строго менее 10.
Гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) химического соединения представляет собой меру степени его гидрофильности или липофильности согласно определению путем вычисления соответствующих величин для различных областей молекулы в соответствии с описанием в публикации автора Griffin в 1949-ом году (Griffin WC, Classification of Surface-Active Agents by HLB, Journal of the Society of Cosmetic Chemists, 1949, 1, стр. 311-326).
В настоящем изобретении использовали метод Гриффина, в котором вычисление основано на химических группах молекулы. Для получения информации в отношении растворимости в воде и в масле Гриффин ввел безразмерные числа в диапазоне между 0 и 20. Вещества, характеризующиеся числом ГЛБ 10, распределяются между двумя фазами таким образом, что гидрофильная группа (молекулярная масса Mh) полностью выдается в воду, в то время как гидрофобная углеводородная группа (молекулярная масса Мр) адсорбируется в неводной фазе.
Число ГЛБ для вещества, характеризующегося совокупной молекулярной массой М, у которого гидрофильная часть характеризуется молекулярной массой Mh, имеет вид:
ГЛБ = 20 (Mh/M).
Эмульсия вода-в-масле по изобретению может быть получена в соответствии с любым способом, известным специалистам в данной области техники. В типичном случае в масляной фазе эмульгируют водный раствор, содержащий мономер (мономеры) и эмульгирующий агент (агенты). После этого осуществляют полимеризацию путем добавления свободно-радикального инициатора. Можно сделать отсылку к окислительно-восстановительным парам при использовании в качестве окислителей гидроперекиси кумола, трет-бутил-гидроперекиси или персульфатов, а в качестве восстановителей - сульфита натрия, метабисульфита натрия и соли Мора. Также могут быть использованы и азо-соединения, такие как гидрохлорид 2,2’-азобис(изобутиронитрила) и гидрохлорид 2,2’-азобис(2-амидинопропана).
В типичном случае полимеризацию проводят изотермически, адиабатически или при контролируемой температуре. Это значит, что температуру поддерживают постоянной, обычно в диапазоне между 10 и 60°С (изотермический вариант) или же температуре дают возможность увеличиваться естественным образом (адиабатический вариант) и в таком случае реакцию обычно начинают при температуре, составляющей менее чем 10°С, а конечная температура обычно составляет более 50°С, или, наконец, увеличение температуры можно контролировать таким образом, чтобы кривая температуры находилась в промежутке между изотермической и адиабатической кривыми.
В типичном случае инвертирующий агент (агенты) добавляют в конце реакции полимеризации, предпочтительно при температуре менее 50°С.
Предпочтительно эмульсия по изобретению содержит от 12 до 50% мас. растворимого в воде полимера (в расчете на массу сухого вещества), предпочтительно от 12 до 40% мас., а еще более предпочтительно от 12 до 30% мас.
В соответствии с еще одним предпочтением в эмульсии по изобретению массовое соотношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента составляет более чем 1,8, предпочтительно более чем 2, еще более предпочтительно более чем 2,5, еще более предпочтительно более чем 3, еще более предпочтительно более чем 3,5, еще более предпочтительно более чем 4.
Растворимый в воде катионный полимер, содержащийся в эмульсии по изобретению, представляет собой сополимер неионных и катионных мономеров.
Неионные мономеры предпочтительно выбирают из акриламида, метакриламида, N-алкилакриламидов, N-алкилметакриламидов, N,N-диалкилакриламидов, N,N-диалкилметакриламидов, акриловых сложных эфиров и метакриловых сложных эфиров. Предпочтительный неионный мономер представляет собой акриламид.
Катионные мономеры предпочтительно выбирают из диметиламиноэтилакрилата (DMAEA) или его кватернизованных аммониевых солей, диметиламиноэтилметакрилата (DMAEMA) или его кватернизованных аммониевых солей, хлорида диметилдиаллиламмония (DADMAC), хлорида акриламидопропилтриметиламмония (АРТАС) и хлорида метакриламидопропилтриметиламмония (МАРТАС). Предпочтительно кватернизованные аммониевые соли мономеров DMAEA или DMAEMA получают в результате кватернизации при использовании алкилхлоридов, предпочтительно метилхлорида. Предпочтительный катионный мономер представляет собой диметиламиноэтилакрилат, кватернизованный при использовании метилхлорида.
Для получения катионного сополимера могут быть выбраны несколько неионных и катионных мономеров. В выгодном варианте растворимый в воде катионный полимер представляет собой сополимер акриламида и диметиламиноэтилакрилата, кватернизованного при использовании метилхлорида.
Растворимый в воде катионный полимер характеризуется средней молекулярной массой более 3 миллионов дальтонов. Предпочтительно данная средняя молекулярная масса находится в диапазоне между 3 и 30 миллионами дальтонов, а еще более предпочтительно между 8 и 18 миллионами дальтонов.
«Среднюю молекулярную массу» в соответствии с настоящим изобретением определяют с использованием характеристической вязкости. Характеристическая вязкость может быть измерена с использованием методов, известных специалистам в соответствующей области техники, и может быть рассчитана, в частности, исходя из значений приведенной вязкости для различных концентраций с использованием графического метода, состоящего из графического построения зависимости значений приведенной вязкости (по оси у) от концентраций (по оси х) и экстраполяции кривой до нулевой концентрации. Значение характеристической вязкости считывают по оси Y или с использованием метода наименьших квадратов. После этого среднемассовая молекулярная масса может быть определена с использованием хорошо известного уравнения Марка-Хаувинка:
[η] = KMα,
[η] представляет собой характеристическую вязкость полимера, соответствующую определению при использовании метода измерения вязкости в растворе;
К представляет собой эмпирическую константу;
М представляет собой молекулярную массу полимера;
α представляет собой коэффициент Марка-Хаувинка;
α и К зависят от конкретной системы полимер-растворитель.
Эмульсия по изобретению предпочтительно содержит от 0,5 до 10% мас. инвертирующего агента и от 0,5 до 16% мас. эмульгирующего агента.
Эмульсия вода-в-масле в выгодном варианте содержит от 0,8 до 2% мас. по меньшей мере одного эмульгирующего агента.
Эмульсия вода-в-масле в выгодном варианте содержит от 3 до 6% мас. по меньшей мере одного инвертирующего агента.
Эмульсия вода-в-масле необязательно содержит от 1 до 40% мас. солей, предпочтительно от 3 до 30% мас., более предпочтительно от 5 до 25% мас., а еще более предпочтительно от 7 до 17% мас., солей.
Например, соли, присутствующие 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, предпочитаются их смеси.
Еще один аспект изобретения относится к способу получения жидкости для гидравлического разрыва, включающему:
а) получение обратной эмульсии, соответствующей данному изобретению,
b) инвертирование обратной эмульсии путем ее добавления к рассолу, содержащему более 30000 ч./млн солей и характеризующемуся долей двухвалентных солей R+ ≥ 0,15, где R+ = массовое соотношение двухвалентные соли/совокупные соли,
с) необязательно, добавление по меньшей мере одного расклинивающего наполнителя.
Под термином «совокупные соли» подразумевается общее количество солей в рассоле.
Рассол может содержать одновалентные и/или поливалентные соли или их комбинации. Примеры солей включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: соли натрия, лития, калия, алюминия, аммония, фосфорной кислоты, серной кислоты, магния, бария, азотной кислоты и другие неорганические соли и их смеси.
Рассол предпочтительно содержит по меньшей мере один из следующих далее элементов: хлорид натрия, хлорид кальция, бромид натрия, бромид кальция, хлорид бария, хлорид магния, бромид цинка, формиат натрия и формиат калия.
Предпочтительно рассол, используемый для получения жидкости для гидравлического разрыва, содержит более 70000 ч./млн солей, более предпочтительно более 100000 ч./млн солей, предпочтительно рассол содержит от 70000 до 350000 ч./млн солей, предпочтительно от 100000 до 350000 ч./млн.
В соответствии с одним выгодным вариантом осуществления способа получения жидкости для гидравлического разрыва:
- когда рассол содержит от 30000 ч./млн до 70000 ч./млн (верхнее граничное значение исключается) солей (стадия b), соотношение R для эмульсии (стадия а) предпочтительно составляет более 1,8,
- когда рассол содержит от 70000 ч./млн до 100000 ч./млн (верхнее граничное значение исключается) солей, соотношение R для эмульсии предпочтительно составляет более 2,
- когда рассол содержит от 100000 ч./млн до 150000 ч./млн (верхнее граничное значение исключается) солей, соотношение R для эмульсии предпочтительно составляет более 2,5,
- когда рассол содержит от 150000 ч./млн до 200000 ч./млн (верхнее граничное значение исключается) солей, соотношение R для эмульсии предпочтительно составляет более 3,
- когда рассол содержит от 200000 ч./млн до 250000 ч./млн (верхнее граничное значение исключается) солей, соотношение R для эмульсии предпочтительно составляет более 3,5, и
- когда рассол содержит более 250000 ч./млн (верхнее граничное значение исключается) солей, соотношение R для эмульсии предпочтительно составляет более 4.
Предпочтительно доля двухвалентных солей R+ = массовое соотношение двухвалентные соли/совокупные соли, равна 0,20 или более, а еще более предпочтительно R+ ≥ 0,25.
Инвертирование эмульсии по изобретению в рассоле в выгодном варианте может осуществляться с использованием устройства и способа из документа US 8 383 560, где эмульсию подвергают непрерывному растворению с использованием компоновки множества статических смесителей.
Настоящее изобретение также относится к жидкости для гидравлического разрыва, полученной с использованием способа по изобретению, где, в частности, жидкость для гидравлического разрыва содержит:
- раствор рассола;
- растворимый в воде катионный (со)полимер по изобретению;
- масло обратной эмульсии по изобретению;
- воду.
Расклинивающий наполнитель неограничивающим образом может быть выбран из песка, керамики, боксита, стеклянных шариков и песка, импрегнированного смолой. Он предпочтительно составляет от 0,5 до 40%, более предпочтительно от 1 до 25%, а еще более предпочтительно от 1,5 до 20%, в расчете на массу жидкости для гидравлического разрыва.
Жидкость для гидравлического разрыва по изобретению предпочтительно содержит от 0,01 до 3% мас. растворимого в воде катионного (со)полимера по изобретению (добавленного в форме эмульсии), еще более предпочтительно от 0,05 до 1% мас.
Рассол, который образует рабочую жидкость для гидравлического разрыва, может содержать и другие соединения, известные специалистам, такие как соответствующие соединения, перечисленные в документе SPE 152596, например:
- агенты, препятствующие набуханию глин, такие как хлорид калия или холинхлорид, и/или
- биоциды для предотвращения развития бактерий, в частности сульфатовосстанавливающих бактерий, которые могут образовывать вязкие массы, уменьшающие поверхности прохождения. Примеры включают глутаральдегид, который используют наиболее широко, или формальдегид или изотиазолиноны, и/или
- восстановители кислорода, такие как бисульфит аммония, для предотвращения окислительного разложения других компонентов и коррозии нагнетательных труб, и/или
- противокоррозионные добавки для предохранения труб от окисления остаточными количествами кислорода, при этом предпочтение отдается N,N-диметилформамиду, и/или
- смазки, такие как нефтяные дистилляты, и/или
- агенты, хелатирующие железо, такие как лимонная кислота, EDTA (этилендиаминтетрауксусная кислота), фосфонаты, и/или
- ингибиторы образования отложений, такие как фосфаты, фосфонаты, полиакрилаты или этиленгликоль.
В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления способ получения жидкости для гидравлического разрыва включает:
а) получение обратной эмульсии по изобретению, содержащей по меньшей мере от 12 до 30% мас. растворимого в воде катионного сополимера, включающего от 18 до 32% мол. диметиламиноэтилакрилата, кватернизованного с использованием метилхлорида, и от 68 до 82% мол. акриламида; по меньшей мере один инвертирующий агент и по меньшей мере один эмульгирующий агент, при этом массовое соотношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента составляет более 2,5,
b) инвертирование обратной эмульсии путем ее добавления к рассолу, содержащему более 100000 ч./млн солей и характеризующемуся долей двухвалентных солей R+ ≥ 0,2, где R+ = массовое соотношение двухвалентные соли/совокупные соли, для получения массовой концентрации растворимых в воде катионных сополимеров в нагнетаемой жидкости в диапазоне между 0,05 и 1%,
с) необязательно, добавление по меньшей мере одного расклинивающего наполнителя.
Третий аспект изобретения относится к способу гидравлического разрыва в отношении нетрадиционного подземного коллектора нефти или газа, включающему получение жидкости для гидравлического разрыва в соответствии с представленным выше описанием и нагнетание упомянутой жидкости для гидравлического разрыва в подземный пласт.
Более конкретно, изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта, включающему:
аа) получение жидкости для гидравлического разрыва, полученной в соответствии с описанным выше способом получения,
bb) введение нагнетаемой жидкости в часть подземного пласта,
сс) гидравлический разрыв подземного пласта с использованием нагнетаемой жидкости,
dd) отбор смеси из газа, нефти и водной жидкости.
Нагнетание проводят под давлением таким образом, чтобы создать трещины, распределенные по длине эксплуатационной скважины.
После создания трещин в коллектор необязательно нагнетают по меньшей мере одно окисляющее соединение и/или по меньшей мере одно поверхностно-активное соединение.
Нагнетание данных соединений восстанавливает вязкость жидкости до уровня, близкого к вязкости воды.
Примерами окисляющих соединений являются жавелевая вода (водный раствор соли хлорноватистой кислоты), перекись водорода, озон, хлорамины, персульфаты, перманганаты или перхлораты.
Химическая природа поверхностно-активного соединения (соединений) не является критически важной. Они могут быть анионными, неионными, амфотерными, цвиттер-ионными и/или катионными. Предпочтительно поверхностно-активное соединение (соединения) по изобретению имеет (имеют) анионные заряды.
Предпочтительно используемые поверхностно-активные соединения выбирают из анионных поверхностно-активных веществ и их цвиттер-ионов, выбираемых 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 полиалкиловых эфиров или простых арилалкилполиэфиров.
В заключение, четвертый и последний аспект изобретения относится к способу снижения трения жидкости для гидравлического разрыва при проведении операции по гидравлическому разрыву в отношении нетрадиционного подземного коллектора нефти или газа, включающему получение жидкости для гидравлического разрыва в соответствии с представленным выше описанием и нагнетание упомянутой жидкости для гидравлического разрыва в подземный пласт.
Снижение трения обеспечивает уменьшение или исключение обусловленных трением гидравлических сопротивлений во время нагнетания жидкости для гидравлического разрыва.
Для гидравлического разрыва термин «снижение трения» включает придание полимером в жидкости для гидравлического разрыва раствору характеристик реоразжижения, так чтобы эта жидкость характеризовалась относительно низкой вязкостью во время нагнетания (при высоком усилии сдвига) и высокой вязкостью при уменьшении усилия сдвига для сохранения суспендированного расклинивающего наполнителя в трещине.
Изобретение и достигаемые в результате преимущества будут понятны из следующих далее вариантов осуществления.
Примеры
Пример 1 (контр-пример): Эмульсия, содержащая 20% мас. полимера, включающего 15% мол. катионных мономеров
Водную фазу получают с использованием 27,00% мас. раствора акриламида (при 50% мас. в воде), 8,12% мас. раствора DMAEA-MC (диметиламиноэтилакрилата, кватернизованного с использованием метилхлорида, при 80% мас. в воде), 39,87% мас. деионизированной воды и 0,02% мас. продукта Versenex 80.
Масляную фазу получают из 23,45% мас. масла (Exxsol® D100 S) и следующих далее 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).
Для получения эмульсии водную фазу при одновременном перемешивании добавляют к масляной фазе. Получающуюся в результате дисперсию подвергают барботированию азота на протяжении 30 минут при стабилизации температуры на уровне 25°С, после чего к эмульсии добавляют 0,002% мас. перекиси и в дисперсию при расходе 0,1 миллилитра в минуту вводят 0,075% мас. раствора метабисульфита натрия (SMBS). Температуру полимеризации контролируемо выдерживают в диапазоне между 38°С и 42°С на протяжении приблизительно 90 минут. Остаточные мономеры улавливают путем введения 0,03% мас. раствора метабисульфита натрия (SMBS) при расходе 1,0 миллилитра в минуту. Получают полимерную эмульсию вода-в-масле, содержащую 20% активного сополимера акриламида и ADC.
Для облегчения настройки во время применения к полимерной эмульсии вода-в-масле добавляют 1,75% мас. инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое соотношение R составляет 1,5.
Пример 2 (контр-пример): Эмульсия, содержащая 20% мас. полимера, включающего 20% мол. катионных мономеров
Водную фазу получают с использованием 23,78% мас. раствора акриламида (при 50% мас. в воде), 10,14% мас. раствора DMAEA-MC (диметиламиноэтилакрилата, кватернизованного с использованием метилхлорида, при 80% мас. в воде), 41,08% мас. деионизированной воды и 0,02% мас. продукта Versenex 80.
Масляную фазу получают из 23,45% мас. масла (Exxsol® D100 S) и следующих далее 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).
Для получения эмульсии водную фазу добавляют к масляной фазе при одновременном перемешивании. Получающуюся в результате дисперсию подвергают барботированию азота на протяжении 30 минут при стабилизации температуры на уровне 25°С, после чего к эмульсии добавляют 0,002% мас. перекиси и в дисперсию при расходе 0,1 миллилитра в минуту вводят 0,075% мас. раствора метабисульфита натрия (SMBS). Температуру полимеризации контролируемо выдерживают в диапазоне между 38°С и 42°С на протяжении приблизительно 90 минут. Остаточные мономеры улавливают путем введения 0,03% мас. раствора метабисульфита натрия (SMBS) при расходе 1,0 миллилитра в минуту. Получают полимерную эмульсию вода-в-масле, содержащую 20% активного сополимера акриламида и MC-DMAEA.
Для облегчения настройки во время применения к полимерной эмульсии вода-в-масле добавляют 1,75% мас. инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое соотношение R составляет 1,5.
Пример 3 (контр-пример): Эмульсия, содержащая 20% мас. полимера, включающего 35% мол. катионных мономеров
Водную фазу получают с использованием 16,20% мас. раствора акриламида (при 50% мас. в воде), 14,87% мас. раствора DMAEA-MC (диметиламиноэтилакрилата, кватернизованного с использованием метилхлорида, при 80% мас. в воде), 43,92% мас. деионизированной воды и 0,02% мас. продукта Versenex 80.
Масляную фазу получают из 23,45% мас. масла (Exxsol® D100 S) и следующих далее 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).
Для получения эмульсии водную фазу добавляют к масляной фазе при одновременном перемешивании. Получающуюся в результате дисперсию подвергают барботированию азота на протяжении 30 минут при стабилизации температуры на уровне 25°С, после чего к эмульсии добавляют 0,002% мас. перекиси и в дисперсию при расходе 0,1 миллилитра в минуту вводят 0,075% мас. раствора метабисульфита натрия (SMBS). Температуру полимеризации контролируемо выдерживают в диапазоне между 38°С и 42°С на протяжении приблизительно 90 минут. Остаточные мономеры улавливают путем введения 0,03% мас. раствора метабисульфита натрия (SMBS) при расходе 1,0 миллилитра в минуту. Получают полимерную эмульсию вода-в-масле, содержащую 20% активного сополимера акриламида и ADC.
Для облегчения настройки во время применения к полимерной эмульсии вода-в-масле добавляют 1,75% мас. инвертирующего агента (Marlophen® NP 8, простые эфиры нонилфенола и полиэтиленгликоля-8 ОЕ). Массовое соотношение R составляет 1,5.
Следующие далее примеры осуществляют при массовом соотношении R, соответствующем заявленному изобретению. Примеры 4 и 7, затем 5 и 8 и в заключение 6 и 9 осуществляют с использованием того же процесса, что и в примерах 1, 2 и 3, но при более высоких количествах продукта Marlophen® NP 8 (инвертирующего агента). В таблице 1 описывается массовое соотношение R для каждого примера.
Таблица 1. Массовые соотношения R для эмульсий вода-в-масле.
| Пример | Массовое соотношение R | Катионность (% мол.) | Инвертирующий агент (количества варьируются в соответствии с примером) |
| 1 | 1,5 | 15 | Marlophen® NP 8 |
| 4 | 2,5 | ||
| 7 | 4,0 | ||
| 2 | 1,5 | 20 | |
| 5 | 2,5 | ||
| 8 | 4,0 | ||
| 3 | 1,5 | 35 | |
| 6 | 2,5 | ||
| 9 | 4,0 |
Испытание в кольцевом контуре потока на трение
Кольцевой контур потока для испытания на трение сконструировали из трубопровода из нержавеющей стали, имеющей наружный диаметр 1/4’’ (6,35 мм) и совокупную длину 20 футов (6,10 метра). Растворы для испытаний откачивают из нижней части 5-литрового конического резервуара. Раствор пропускают через трубопровод и возвращают в резервуар. Величину расхода задают с использованием триплексного насоса, снабженного вариатором скорости.
В резервуаре для образца получают 4 литра рассола 9% CaCl2 или рассола API или 2×API и насос включают и задают его параметры для обеспечения 1,5 галлонов/мин (5,68 дм3/мин). Рассол 9% CaCl2 соответствует 9 г CaCl2 в 100 мл воды, его значение R+ составляет 1,00. Рассол API определяют как 8,5 г NaCl + 2,5 г CaCl2 в 100 мл воды, при этом его значение R+ равняется 0,20. Рассол 2×API соответствует 17 г NaCl + 5 г CaCl2 в 100 мл воды, при этом его значение R+ равняется 0,20. Солевой раствор рециркулируют до установления равновесной температуры на уровне 25°С и достижения стабильного перепада давления. Данное давление регистрируют как «начальное давление» для рассола 9% CaCl2 или API, или 2×API.
Тестируемое количество чистой полимерной эмульсии вода-в-масле быстро нагнетают с использованием шприца в резервуар для образца, содержащий рассол 9% CaCl2 или API или 2×API, и запускают ход хронометра. Дозировку регистрируют в галлонах (3,79 дм3) эмульсии вода-в-масле в расчете на тысячу галлонов (3790 дм3) рассола 9% CaCl2 или API, или 2×API (галлон/1000 галлонов). Давление регистрируют каждую секунду на протяжении 5 минут. Процентную величину снижения трения (% FRt) в данный момент времени «t» рассчитывают, исходя из начального падения давления ΔPi и падения давления в момент t ΔPt с использованием уравнения:
Результаты
В таблице 2 все эмульсии содержат 20% мас. катионного полимера.
Таблица 2
| Пример | Массовое отношение R | Катионность (% мол.) | % FR (макс.) при 9% CaCl2 | Время (сек) для FR (макс.) при 9% CaCl2 | % FR (макс.) в рассоле API | Время (сек) для FR (макс.) в рассоле API | % FR в рассоле 2×API | Время для FR (макс.) в рассоле 2×API |
| 1 | 1,5 | 15 | 4,22 | 300 | 5,93 | 300 | 2,95 | 300 |
| 4 | 2,5 | 15 | 30,35 | 297 | 21,69 | 300 | 17,31 | 300 |
| 7 | 4 | 15 | 33,51 | 259 | 34,43 | 264 | 33,4 | 273 |
| 2 | 1,5 | 20 | 5,84 | 300 | 7,72 | 300 | 6,53 | 300 |
| 5 | 2,5 | 20 | 50,29 | 95 | 48,09 | 87 | 46,21 | 101 |
| 8 | 4 | 20 | 49,13 | 22 | 51,75 | 28 | 49,62 | 35 |
| 3 | 1,5 | 35 | 6,76 | 300 | 5,19 | 300 | 2,47 | 300 |
| 6 | 2,5 | 35 | 38,31 | 199 | 40,23 | 222 | 33,88 | 256 |
| 9 | 4 | 35 | 42,81 | 135 | 43,24 | 143 | 40,24 | 155 |
Как следует из результатов, при увеличении массового соотношения R улучшаются характеристики снижения трения. При увеличении концентраций соли характеристики снижения трения ухудшаются. Но при выборе и адаптации массового соотношения R (в рамках объема изобретения) появляется возможность получать рассолы и даже высокосолевые рассолы с очень хорошими эксплуатационными характеристиками снижения трения.
Характеристики снижения трения улучшаются при катионности полимера 20% мол. Более низкая катионность (15%) и более высокая катионность (35%) приводят к худшим характеристикам.
Claims (28)
1. Обратная эмульсия вода-в-масле для приготовления жидкости для гидравлического разрыва, содержащая:
- масло;
- воду;
- растворимый в воде катионный сополимер со среднемассовой молекулярной массой, составляющей более 3 миллионов дальтонов, включающий от 18 до 32% мол. катионных мономеров и от 68 до 82% мол. неионных мономеров;
- инвертирующий агент и эмульгирующий агент, причем массовое отношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента составляет более 1,8;
- причем инвертирующий агент выбран из этоксилированного нонилфенола, этоксилированного/пропоксилированного спирта, этоксилированного тридецилового спирта и этоксилированного/пропоксилированного жирного спирта;
- и эмульгирующий агент выбран из сорбитанмоноолеината, полиэтоксилированных сорбитановых сложных эфиров или диэтаноламида жирных кислот таллового масла.
2. Эмульсия по п. 1, отличающаяся тем, что этоксилированный нонилфенол включает от 4 до 10 звеньев этоксилирования и этоксилированный/пропоксилированный спирт включает такое количество звеньев этоксилирования/пропоксилирования, что совокупное количество атомов углерода находится в диапазоне между С12 и С25.
3. Эмульсия по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что она содержит от 12 до 50% мас. растворимого в воде полимера.
4. Эмульсия по любому из пп. 1-3, отличающаяся тем, что массовое отношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента составляет более 2.
5. Эмульсия по любому из пп. 1-4, отличающаяся тем, что неионные мономеры растворимого в воде катионного сополимера выбраны из акриламида, метакриламида, N-алкилакриламидов, N-алкилметакриламидов, N,N-диалкилакриламидов, N,N-диалкилметакриламидов, акриловых сложных эфиров, метакриловых сложных эфиров.
6. Эмульсия по любому из пп. 1-5, отличающаяся тем, что катионные мономеры растворимого в воде катионного сополимера выбраны из диметиламиноэтилакрилата (DMAEA) или его кватернизованных аммониевых солей, диметиламиноэтилметакрилата (DMAEMA) или его кватернизованных аммониевых солей, хлорида диметилдиаллиламмония (DADMAC), хлорида акриламидопропилтриметиламмония (АРТАС) и хлорида метакриламидопропилтриметиламмония (МАРТАС).
7. Эмульсия по любому из пп. 1-6, отличающаяся тем, что растворимый в воде катионный полимер характеризуется среднемассовой молекулярной массой в диапазоне между 3 и 30 миллионами дальтонов.
8. Эмульсия по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что она содержит от 0,5 до 10% мас. инвертирующего агента и от 0,5 до 16% мас. эмульгирующего агента.
9. Способ получения жидкости для гидравлического разрыва, включающий:
а) получение обратной эмульсии по любому из пп. 1-8; и
b) инвертирование обратной эмульсии в результате ее добавления к рассолу, содержащему более 30000 ч./млн солей и характеризующемуся долей двухвалентных солей R+ ≥ 0,15, где R+ = массовое отношение двухвалентные соли/совокупные соли.
10. Способ получения жидкости для гидравлического разрыва по п. 9, отличающийся тем, что на стадии b) рассол содержит более 70000 ч./млн солей.
11. Способ получения жидкости для гидравлического разрыва по п. 9 или 10, отличающийся тем, что для стадии b) рассол характеризуется долей двухвалентных солей R+ ≥ 0,20.
12. Способ получения жидкости для гидравлического разрыва по любому из пп. 9-11, включающий:
а) получение обратной эмульсии, содержащей от 12 до 30% мас. растворимого в воде катионного сополимера, включающего от 18 до 32% мол. диметиламиноэтилакрилата, кватернизованного с использованием метилхлорида, и от 68 до 82% мол. акриламида; инвертирующий агент и эмульгирующий агент, причем массовое отношение R между совокупным количеством инвертирующего агента и совокупным количеством эмульгирующего агента составляет более 2,5, и
b) инвертирование обратной эмульсии путем ее добавления к рассолу, содержащему более 100000 ч./млн солей и характеризующемуся долей двухвалентных солей R+ ≥ 0,2, где R+ = массовое соотношение двухвалентные соли/совокупные соли, для получения массовой концентрации растворимых в воде катионных сополимеров в нагнетаемой жидкости в диапазоне между 0,05 и 1%.
13. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, включающий:
аа) получение жидкости для гидравлического разрыва способом получения по пп. 9-12,
bb) введение нагнетаемой жидкости в часть подземного пласта,
сс) гидравлический разрыв подземного пласта с использованием нагнетаемой жидкости,
dd) отбор смеси из газа, нефти и водной жидкости.
14. Способ снижения трения жидкости для гидравлического разрыва при проведении операции по гидравлическому разрыву пласта в отношении нетрадиционного подземного коллектора нефти или газа, залежи которого не имеют форму накоплений в пористой и проницаемой горной породе, включающий получение жидкости для гидравлического разрыва по пп. 9-12 и нагнетание упомянутой жидкости для гидравлического разрыва в подземный пласт.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FRFR1903409 | 2019-03-29 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021128306A RU2021128306A (ru) | 2023-03-28 |
| RU2816318C2 true RU2816318C2 (ru) | 2024-03-28 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5185393A (en) * | 1989-12-28 | 1993-02-09 | Nitto Chemical Industry Co., Ltd. | Water-in-oil emulsion of cationic polymer |
| RU2019688C1 (ru) * | 1992-07-31 | 1994-09-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта |
| US5925714A (en) * | 1994-03-04 | 1999-07-20 | Snf S.A. | Surfactant for self-inverting polyacrylmides |
| US6627719B2 (en) * | 2001-01-31 | 2003-09-30 | Ondeo Nalco Company | Cationic latex terpolymers for sludge dewatering |
| RU2359002C1 (ru) * | 2007-11-14 | 2009-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ приготовления обратной эмульсии для технологий глушения и интенсификации нефтегазовых скважин |
| EP2205643B1 (en) * | 2007-10-23 | 2012-01-25 | Ashland Licensing and Intellectual Property LLC | Inverse emulsion polymers containing a polymeric coagulant |
| US9315722B1 (en) * | 2011-09-30 | 2016-04-19 | Kemira Oyj | Methods for improving friction reduction in aqueous brine |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5185393A (en) * | 1989-12-28 | 1993-02-09 | Nitto Chemical Industry Co., Ltd. | Water-in-oil emulsion of cationic polymer |
| RU2019688C1 (ru) * | 1992-07-31 | 1994-09-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта |
| US5925714A (en) * | 1994-03-04 | 1999-07-20 | Snf S.A. | Surfactant for self-inverting polyacrylmides |
| US6627719B2 (en) * | 2001-01-31 | 2003-09-30 | Ondeo Nalco Company | Cationic latex terpolymers for sludge dewatering |
| EP2205643B1 (en) * | 2007-10-23 | 2012-01-25 | Ashland Licensing and Intellectual Property LLC | Inverse emulsion polymers containing a polymeric coagulant |
| RU2359002C1 (ru) * | 2007-11-14 | 2009-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ приготовления обратной эмульсии для технологий глушения и интенсификации нефтегазовых скважин |
| US9315722B1 (en) * | 2011-09-30 | 2016-04-19 | Kemira Oyj | Methods for improving friction reduction in aqueous brine |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Armanet L. Et. Al. Phase Inversion of Polyacrylamide-Based Inverse-Emulsions: Influence of Inverting-Surfactant Type and Concentration. Journal of Applied Polymer Science, Vol. 103, 3567-3584 pp., 2007, Doi:10.1002/app.25062, c. 3568-3569. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11781055B2 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| US9315722B1 (en) | Methods for improving friction reduction in aqueous brine | |
| US20190048246A1 (en) | Aqueous ampholyte polymer containing solutions for subterranean applications | |
| US20240084190A1 (en) | Emulsions including polymers, treatment fluids including emulsions, and methods for treating subterranean formations | |
| CA2732287C (en) | A process for achieving improved friction reduction in hydraulic fracturing and coiled tubing applications in high salinity conditions | |
| RU2447124C2 (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| US20190241796A1 (en) | Polymeric drag reducing compositions and methods for reducing drag and/or increasing viscosity of fluids in oil and/or gas wells | |
| US20120035085A1 (en) | Drag-reducing copolymer compositions | |
| RU2717560C2 (ru) | Солестойкий понизитель трения | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| CN102741374A (zh) | 用于减少水堵和凝析油的表面活性剂和摩阻减低聚合物以及相关方法 | |
| US11618848B2 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturation | |
| WO2020025992A1 (en) | Method of treating a portion of a subterranean formation with improved water in oil emulsion | |
| EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| US20200299561A1 (en) | Friction reducers | |
| RU2816318C2 (ru) | Обратная эмульсия для гидравлического разрыва | |
| RU2825851C2 (ru) | Эмульсия для гидроразрыва пласта | |
| CA2641479C (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| US12018211B2 (en) | Inverting surfactants for inverse emulsions |