RU2691183C2 - Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта - Google Patents
Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691183C2 RU2691183C2 RU2015156645A RU2015156645A RU2691183C2 RU 2691183 C2 RU2691183 C2 RU 2691183C2 RU 2015156645 A RU2015156645 A RU 2015156645A RU 2015156645 A RU2015156645 A RU 2015156645A RU 2691183 C2 RU2691183 C2 RU 2691183C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- viscosity
- fracturing fluid
- weight
- agent
- regulating
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 203
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims description 77
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 58
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 claims abstract description 50
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 65
- -1 polybutylene Polymers 0.000 claims description 20
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 17
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 16
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical group C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 5
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 5
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 5
- 229920001748 polybutylene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 1
- 229920005606 polypropylene copolymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 5
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 75
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 75
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 75
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 75
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 69
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 51
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 41
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 38
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 34
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 33
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 30
- WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound CC(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)C WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 24
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 description 24
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 23
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 15
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 12
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 12
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 12
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 11
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 10
- 244000309466 calf Species 0.000 description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 9
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 8
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 6
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 6
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 5
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 5
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 5
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 description 4
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- LFINSDKRYHNMRB-UHFFFAOYSA-N diazanium;oxido sulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]OS([O-])(=O)=O LFINSDKRYHNMRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- FYSNRPHRLRVCSW-UHFFFAOYSA-N dodecasodium;tetraborate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] FYSNRPHRLRVCSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- DAFQZPUISLXFBF-UHFFFAOYSA-N tetraoxathiolane 5,5-dioxide Chemical class O=S1(=O)OOOO1 DAFQZPUISLXFBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RBACIKXCRWGCBB-UHFFFAOYSA-N 1,2-Epoxybutane Chemical group CCC1CO1 RBACIKXCRWGCBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKUNSTOMHUXJOZ-UHFFFAOYSA-N 1-hydroperoxybutane Chemical compound CCCCOO AKUNSTOMHUXJOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GELKGHVAFRCJNA-UHFFFAOYSA-N 2,2-Dimethyloxirane Chemical group CC1(C)CO1 GELKGHVAFRCJNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQXKWPLDPFFDJP-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethyloxirane Chemical group CC1OC1C PQXKWPLDPFFDJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010059892 Cellulase Proteins 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 108010073178 Glucan 1,4-alpha-Glucosidase Proteins 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 101710184309 Probable sucrose-6-phosphate hydrolase Proteins 0.000 description 1
- 240000001058 Sterculia urens Species 0.000 description 1
- 235000015125 Sterculia urens Nutrition 0.000 description 1
- 102400000472 Sucrase Human genes 0.000 description 1
- 101710112652 Sucrose-6-phosphate hydrolase Proteins 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 108090000637 alpha-Amylases Proteins 0.000 description 1
- 102000004139 alpha-Amylases Human genes 0.000 description 1
- 108010028144 alpha-Glucosidases Proteins 0.000 description 1
- 102000016679 alpha-Glucosidases Human genes 0.000 description 1
- 229940024171 alpha-amylase Drugs 0.000 description 1
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical compound [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000013011 aqueous formulation Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010019077 beta-Amylase Proteins 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229940106157 cellulase Drugs 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 239000011258 core-shell material Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229940059442 hemicellulase Drugs 0.000 description 1
- 108010002430 hemicellulase Proteins 0.000 description 1
- 229920003063 hydroxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229940031574 hydroxymethyl cellulose Drugs 0.000 description 1
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical class ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011073 invertase Nutrition 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N n-[2-(2-hydroxyethylamino)ethyl]-2-[[1-[2-(2-hydroxyethylamino)ethylamino]-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCNCCO QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AHHWIHXENZJRFG-UHFFFAOYSA-N oxetane Chemical group C1COC1 AHHWIHXENZJRFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-N peroxydisulfuric acid Chemical class OS(=O)(=O)OOS(O)(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта. Регулирующий вязкость агент, применяющийся для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки, где доля полиалкиленоксида в указанном агенте составляет от 30 до 99,99% по массе, количество указанного агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе, масса таблетки составляет 0,2 г или больше и полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, в качестве средства для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, где доля полиалкиленоксида в указанном агенте составляет от 30 до 99,99% по массе, количество указанного агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе, масса таблетки составляет 0,2 г или больше и полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий применение указанной выше таблетки. Жидкость для гидроразрыва пласта, содержащая указанный выше регулирующий вязкость агент, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент. Способ разработки пласта нефти или природного газа, содержащий выполнение ствола добывающей скважины в пласте, ввод указанной выше жидкости для гидроразрыва в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта и добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 28 пр.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к регулирующему вязкость жидкости для гидроразрыва веществу для применения в гидравлическом разрыве пласта.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Гидравлический разрыв пласта давно проводится при разработке нефти, природного газа и т.п., и в последнее время применение гидравлического разрыва пласта получает широкое распространение с совершенствованием методик разработки сланцевого газа и сланцевой нефти.
[0003] В гидравлическом разрыве пласта высокое давление подается внутрь скважины для образования разрыва (трещины) в разрабатываемом слое, расклинивающий материал, например, песок вводится в разрыв для предотвращения закрытия разрыва, и создается проход, имеющий высокую проницаемость по газу или нефти, в разрабатываемом слое для добычи газа или нефти. Для подачи высокого давления внутрь скважины нагнетается под давлением высоковязкая жидкость для гидроразрыва с расклинивающим материалом (например, песком), гелеобразующим агентом и т.д., содержащимися в воде.
[0004] Требуется жидкость для гидроразрыва, которая имеет вязкость, обеспечивающую образование нужного разрыва в разрабатываемом слое и перенос в разрыв расклинивающего материала, например, песка. Дополнительно, жидкость для гидроразрыва извлекают из внутреннего пространства ствола скважины после образования разрыва, и поэтому во время извлечения ей требуется уменьшенная вязкость. Таким образом, жидкость для гидроразрыва требуется выполнять имеющей достаточно высокую вязкость при гидроразрыве пласта, и приобретающей уменьшенную вязкость во время извлечения жидкости для гидроразрыва и, следовательно, становящуюся легко извлекаемой.
[0005] Например, патентный документ 1 раскрывает состав на водной основе для применения в качестве жидкости для гидроразрыва, состав на водной основе содержит (1) гидратирующий полимер, (2) пероксо соединение, по существу, с функциональной возможностью генерировать свободные радикалы в количестве, достаточном для уменьшения вязкости водной среды, и (3) источник ионов нитрита. В патентном документе 1 предложена методика, в которой свободные радикалы, генерируемые пероксо соединением, которое уменьшает вязкость состава на водной основе, захватываются источником ионов нитрита для подавления раннего уменьшения вязкости жидкости для гидроразрыва, которая обуславливается пероксо соединением.
ДОКУМЕНТ ИЗВЕСТНОЙ ТЕХНИКИ
ПАТЕНТНЫЙ ДОКУМЕНТ
[0006] Патент Документ 1: Выложенная публикация Japanese Patent Laid-open Publication No. 62-33995
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ, РЕШАЕМЫЕ ИЗОБРЕТЕНИЕМ
[0007] Вместе с тем, в обычной жидкости для гидроразрыва, раскрытой, например, в Патентном документе 1, уменьшение вязкости жидкости для гидроразрыва может подавляться, но трудно регулировать изменение вязкости жидкости для гидроразрыва в различных вариантах синхронизации.
[0008] Основной задачей настоящего изобретения является создание регулирующего вязкость жидкости для гидроразрыва вещества, которое имеет функциональную взможность обепечивать сохранения высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретает уменьшенную вязкость во время извлечения жидкости для гидроразрыва; жидкости для гидроразрыва содержащей регулирующее вязкость вещество; и способа разработки нефти или природного газа с применением жидкости для гидроразрыва.
СРЕДСТВО РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ
[0009] Изобретатели провели всесторонние исследования для решения проблем, описанных выше. В результате, изобретатели обнаружили, что регулирующее вязкость вещество, применяемое для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, которая подлежит применению в гидравлическом разрыве пласта, содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки, функционально может обеспечивать сохранение высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретение уменьшенной вязкости жидкостью для гидроразрыва во время ее извлечения из скважины. Настоящее изобретение реализовано с помощью проведения дополнительных исследований на основе данных заключений.
[0010] Настоящее изобретение имеет аспекты, описанные ниже.
Пункт 1. Регулирующее вязкость вещество, которое применяетcя для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, применяющейся в гидравлическом разрыве пласта,
регулирующее вязкость вещество содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки.
Пункт 2. Регулирующее вязкость вещество согласно пункту 1, в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе составляет 30-99,99% по массе.
Пункт 3. Регулирующее вязкость вещество согласно пункту 1 или 2, в котором масса таблетки составляет 0,2 г или больше.
Пункт 4. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-3, в котором полиалкиленоксид имеет вязкость 20-1500 мПа.с, имея вид 0,5% по массе водного раствора при 25°C, или вязкость 50-80000 мПа.с, имея вид 5% по массе водного раствора при 25°C.
Пункт 5. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-4, в котором уменьшающее вязкость вещество является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из генератора радикалов, кислоты и энзима.
Пункт 6. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-5, в котором углеродное число мономерного звена, которое образует полиалкиленоксид имеет значение 2-4.
Пункт 7. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-6, в котором полиалкиленоксид содержит по меньшей мере одно мономерное звено, выбранное из группы, состоящей из этиленоксидного звена, пропиленоксидного звена и бутиленоксидного звена.
Пункт 8. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-7, в котором полиалкиленоксид является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из полиэтиленоксида, полипропиленоксида, полибутиленоксида, блок-coполимера этиленоксида и пропиленоксида, блок-coполимера этиленоксида и бутиленоксида и блок-coполимера пропиленоксида и бутиленоксида.
Пункт 9. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, применяющейся в гидравлическом разрыве пласта.
Пункт 10. Жидкость для гидроразрыва, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта, жидкость для гидроразрыва содержит регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-8, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент.
Пункт 11. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, применяющейся в гидравлическом разрыве пласта, способ включает в себя применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество.
Пункт 12. Способ разработки нефти или природного газа, способ включает в себя следующие этапы:
выполнение ствола добывающей скважины в пласте;
ввод жидкости для гидроразрыва согласно пункта 11 в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и
добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины.
ПРЕИМУЩЕСТВА ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Согласно настоящему изобретению, предложено регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество, с функциональной взможностью обеспечивать сохранение высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретения уменьшенной вязкости во время извлечения жидкости для гидроразрыва. Дополнительно, согласно настоящему изобретению, предложена жидкость для гидроразрыва, содержащая регулирующее вязкость вещество; и способ разработки нефти или природного газа с применением указанной жидкости для гидроразрыва.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0012] На фиг. 1 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 1-4 и сравнительных Примерах 1 и 2 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.
На фиг. 2 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 1 и 5 и сравнительных Примерах 1-4 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.
На фиг. 3 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 6-8 и сравнительных Примерах 5-9 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.
На фиг. 4 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 8-11 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.
На фиг. 5 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 12-15 и сравнительных Примерах 10-12 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.
ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0013] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению является регулирующим вязкость веществом, которое применяют для регулирования изменения вязкости жидкости, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта, регулирующее вязкость вещество содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки. Ниже в данном документе регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество согласно настоящему изобретению, жидкость для гидроразрыва, и способ добычи нефти или природного газа с применением указанной жидкости для гидроразрыва описаны подробно.
[0014] <Регулирующее вязкость вещество>
Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению является регулирующим вязкость веществом, которое применяют для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта. Гидравлический разрыв пласта относится к способу, в котором при добыче, например, нефти или природного газа высокое давление подается внутрь скважины для образования разрыва (трещины) в разрабатываемом слое, расклинивающий материал, например, песок вводится в разрыв для предотвращения закрытия разрыва, и создается проход, имеющий высокую проницаемость по газу или нефти в разрабатываемом слое.
[0015] Жидкость для гидроразрыва является текучей средой, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта и нагнетается под давлением в скважину, как описано выше. В общем, жидкость для гидроразрыва, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта, в основном состоит из воды, и содержит расклинивающий материал (проппант), например, песок или гравий, гелеобразующий агент и так далее. Как описано ниже, жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению содержит регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению.
[0016] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, и имеет вид таблетки. Полиалкиленоксид не особенно связан ограничениями, если только содержит алкиленоксид, как мономерное звено, но для эффективного регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва (т.e. обеспечения сохранения высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретения уменьшенной вязкости во время извлечения жидкости для гидроразрыва), полиалкиленоксид предпочтительно имеет вязкость около 20-1500 мПа.с, более предпочтительно около 20-1000 мПа.с, имея вид 0,5% по массе водного раствора при 25°C. По аналогичной причине полиалкиленоксид предпочтительно имеет вязкость 50-80000 мПа.с, более предпочтительно около 100-80000 мПа.с, имея вид 5% по массе водного раствора при 25°C. В настоящем изобретении способ измерения вязкости полиалкиленоксида, имеющего вид 0,5% по массе водного раствора является следующим. В 1-л мерный стакан добавляют 497,5 г ионозамещенной воды, добавляют в нее 2,5 г полиалкиленоксида с перемешиванием, выполняемым при условии окружной скорости 1,0 м/с скорости конца лопасти в виде плоской пластины с шириной 80 мм и длиной 25 мм, и перемешивание продолжается 3 часа для приготовления водного раствора. Полученный водный раствор помещают в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряют, применяя вращательный вискозиметр В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C). Способ измерения вязкости вещества в виде 5% по массе водного раствора является следующим. В 1-л мерный стакан, добавляют 475,0 г ионозамещенной воды, добавляют в нее 25,0 г полиалкиленоксида при перемешивании, выполняемом при условии окружной скорости 1,0 м/с скорости конца лопасти в виде плоской пластины шириной 80 мм и длиной 25 мм, перемешивание продолжается 3 часа для приготовления водного раствора. Полученный водный раствор помещают в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряют с применением вращательного вискозиметра В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).
[0017] Для эффективного регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва углеродное число мономерного звена, которое образует полиалкиленоксид, предпочтительно составляет около 2-4, более предпочтительно около 2-3.
[0018] Алкиленоксидное звено предпочтительно является алифатическим алкиленоксидным звеном с углеродным числом 2-4, например, этиленоксидным звеном, пропиленоксидным звеном или бутиленоксидным звеном, более предпочтительно алифатическим алкиленоксидным звеном с углеродным числом 2-3, например, этиленоксидным звеном или пропиленоксидным звеном. Примеры пропиленоксидного звена включают в себя 1,2-пропиленоксидное звено и 1,3-пропиленоксидное звено. Примеры бутиленоксидного звена включают в себя 1,2-бутиленоксидное звено, 2,3-бутиленоксидное звено и изобутиленоксидное звено. Из данных алкиленоксидных звеньев может входить в состав только одно, или могут входить в состав два или больше данных алкиленоксидных звеньев. Полиалкиленоксид может являться блок-coполимером или статистическим сополимером, содержащим по меньшей мере одно из данных алкиленоксидных звеньев.
[0019] Конкретные примеры особенно предпочтительных полиалкиленоксидов включают в себя полиэтиленоксиды, полипропиленоксиды, полибутиленоксиды, coполимеры этиленоксида и пропиленоксида, coполимеры этиленоксида и бутиленоксида, а также coполимеры пропиленоксида и бутиленоксида. Данные coполимеры могут являться либо блок-coполимерами или статистическими сополимерами. Полиалкиленоксиды могут применятьcя индивидуально или могут применятьcя в комбинации из двух или больше таких веществ.
[0020] Полиалкиленоксид можно производить известным способом или можно применять товарный продукт полиалкиленоксид. Примеры товарного продукта полиалкиленоксида включают в себя PEO-1 (вязкость 5% по массе водного раствора: 50-200 мПа.с), PEO-3 (вязкость 5% по массе водного раствора: 2,500-5,500 мПа.с), PEO-8 (вязкость 0,5% по массе водного раствора: 20-70 мПа.с), PEO-18 (вязкость 0,5% по массе водного раствора: 250-430 мПа.с) и PEO-29 (вязкость 0,5% по массе водного раствора: 800-1000 мПа.с), каждый из которых изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited. "PEO" является зарегистрированной торговой маркой, принадлежащей Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited.
[0021] Уменьшающее вязкость вещество не имеет особенных ограничений, если успешно уменьшает вязкость жидкости для гидроразрыва, и примеры такого вещества включают в себя генераторы радикалов, кислоты и энзимы. Уменьшающие вязкость вещества могут применятьcя индивидуально или могут применятьcя в комбинации двух или больше таких веществ. Как описано выше, жидкость для гидроразрыва содержит воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент, и гелеобразующий агент увеличивает вязкость воды. Уменьшающее вязкость вещество имеет функцию уменьшения вязкости жидкости для гидроразрыва, действием на гелеобразующий агент и т.д. в жидкости для гидроразрыва, и может называться разжижителем геля.
[0022] Генератор радикалов (который может рассматриваться, как радикальный инициатор в настоящем описании) для применения в качестве уменьшающего вязкость вещества не имеет особенных ограничений, и можно применять известные генераторы. Конкретные примеры генераторов включают в себя генераторы радикалов на основе азосоединений, например 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) (ADVN); пероксиды, например, перекись водорода, соли пероксодисерной кислоты и бутила гидропероксид t; и аммониевые соли пероксомоносерной кислоты, соли щелочных металлов пероксомоносерной кислоты, аммониевые соли динадсерной кислоты, соли щелочных металлов динадсерной кислоты, соли щелочных металлов или соли щелочноземельных металлов гипохлористой кислоты и хлорированные изоцианураты. В варианте где, например, вещество гидратирующего полимера, как описано ниже, применяетcя как гелеобразующий агент в жидкости для гидроразрыва, молекулярная масса вещества гидратирующего полимера уменьшается, поскольку регулирующее вязкость вещество содержит генератор радикалов, и таким образом вязкость жидкости для гидроразрыва можно эффективно уменьшать.
[0023] Кислота для применения в качестве уменьшающего вязкость вещества не имеет особенных ограничений, и можно применять известные кислоты. Конкретные примеры кислот включают в себя хлористоводородную кислоту, серную кислоту и фумаровую кислоту.
[0024] Энзим для применения в качестве уменьшающего вязкость вещества не имеет особенных ограничений, и можно применять известные вещества. Конкретные примеры таких веществ включают в себя α-амилазу, β-амилазу, амилоглюкозидазу, олигоглюкозидазу, сахаразу, мальтазу, целлюлазу и гемицеллюлазу. В варианте, где, например, полисахарид, как описано ниже, применяетcя как гелеобразующий агент в жидкости для гидроразрыва, гликозидная связь в полисахариде гидролизуется, поскольку регулирующее вязкость вещество содержит энзим, и при этом вязкость жидкости для гидроразрыва может эффективно уменьшаться.
[0025] Регулирующее вязкость вещество может содержать другие компоненты в дополнение к полиалкиленоксиду и уменьшающему вязкость веществу, которые не снижают эффекта настоящего изобретения.
[0026] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению содержит вышеупомянутый полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, и имеет вид таблетки, при этом уменьшение вязкости жидкости для гидроразрыва можно эффективно регулировать. Так, в жидкости для гидроразрыва таблетка медленно растворяется, при этом вязкость жидкости для гидроразрыва сохраняется высокой в течение заданного периода времени, и по истечении заданного периода времени уменьшающее вязкость вещество диспергируется в жидкости для гидроразрыва, при этом вязкость жидкости для гидроразрыва может уменьшаться. Конкретно, когда регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению применяетcя в жидкости для гидроразрыва во время создания разрыва пласта, регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению медленно растворяется в жидкости для гидроразрыва, при этом вязкость жидкости для гидроразрыва сохраняется высокой в течение длительного периода времени во время создания гидравлического разрыва пласта. Во время извлечения жидкости для гидроразрыва по истечении заданного периода времени, полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество в таблетке растворены в жидкости для гидроразрыва, и уменьшающее вязкость вещество диспергировано для действия на гелеобразующий агент в жидкости для гидроразрыва, таким образом вязкость жидкости для гидроразрыва можно уменьшить.
[0027] Долю полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе согласно настоящему изобретению можно надлежащим образом устанавливать согласно заданному периоду времени, за которое вязкость жидкости для гидроразрыва изменяется от высокой вязкости до низкой вязкости, и данная доля составляет предпочтительно около 30-99,99% по массе, более предпочтительно около 50-99,99% по массе, дополнительно предпочтительно около 70-99,9% по массе. Когда доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе увеличивается, дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва становится медленнее, и поэтому период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящей для извлечения жидкости для гидроразрыва может увеличиваться. С другой стороны, когда доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе уменьшается, дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва становится быстрее, и поэтому период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения жидкости для гидроразрыва, может уменьшаться.
[0028] В регулирующем вязкость веществе согласно настоящему изобретению, массу (размер) таблетки можно надлежащим образом устанавливать согласно заданному периоду времени, за которое вязкость жидкости для гидроразрыва изменяется от высокой вязкости до низкой вязкости, и масса таблетки составляет предпочтительно 0,2 г или больше, более предпочтительно около 0,2-10 г, дополнительно предпочтительно около 0,5-2 г. Когда масса таблетки увеличивается, дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва становится медленнее, и при этом период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения жидкости для гидроразрыва, может увеличиваться. С другой стороны, когда масса таблетки уменьшается, период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения жидкости для гидроразрыва, может уменьшаться.
[0029] Количество применяемого регулирующего вязкость вещества согласно настоящему изобретению не имеет особенных ограничений, и может назначаться надлежащим образом согласно установленной вязкости назначенной жидкости для гидроразрыва во время создания разрыва пласта и извлечения, и количество применяемого регулирующего вязкость вещества составляет, например, около 0,01-1% по массе, предпочтительно около 0,1-0,5% по массе в жидкости для гидроразрыва.
[0030] В регулирующем вязкость веществе согласно настоящему изобретению расположение полиалкиленоксида и уменьшающего вязкость вещества в таблетке не имеет особенных ограничений, и его примеры включают в себя матричный тип, в котором полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество равномерно диспергированы в таблетке, и тип оболочки с сердечником, где уменьшающее вязкость вещество расположено в центральной части (сердечник) таблетки, и полиалкиленоксид расположен на периферии (оболочка) уменьшающего вязкость вещества. В варианте, где таблетка имеет тип оболочки с сердечником, период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения, может увеличиваться, поскольку дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва происходит медленнее в сравнении с матричным типом.
[0031] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению можно получать смешиванием полиалкиленоксида, уменьшающего вязкость вещества, и других компонентов по необходимости, и отливку под давлением смеси в форме таблетки. Таким образом, регулирующее вязкость вещество можно получать смешиванием полиалкиленоксида, уменьшающего вязкость вещества и других компонентов, при необходимости, для образования состава и отливки под давлением состава в форме таблетки.
[0032] В варианте, например, матричного типа регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению можно получать перемешивая до однородного состояния порошок полиалкиленоксида с порошком уменьшающего вязкость вещества, и отливая под давлением смесь в форме таблетки, применяя таблетирующую машину и т.д. В варианте по типу оболочки с сердечником регулирующее вязкость вещество можно получать, располагая порошок уменьшающего вязкость вещества и порошок полиалкиленоксида так, что первый расположен по центру и последний расположен на периферии первого, и выполняя отливку под давлением с применением таблетирующей машины и т.д. Давление таблетирования можно надлежащим образом устанавливать согласно массе (размеру) или т.п. показателям получаемой таблетки.
[0033] Когда регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению применяетcя в жидкости для гидроразрыва при гидравлическом разрыве пласта, можно обеспечивать сохранение высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретение уменьшенной вязкости во время извлечения жидкости для гидроразрыва. Поэтому, регулирующее вязкость вещество можно успешно применять для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва в гидравлическом разрыве пласта.
[0034] <Жидкость для гидроразрыва>
Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению содержит вышеупомянутое регулирующее вязкость вещество, воду, расклинивающий материал (проппант) и гелеобразующий агент. Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению является текучей средой, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта и нагнетается под давлением в скважину. Вода не имеет особенных ограничений, и может применятьcя, например, грунтовая вода, речная вода, дождевая вода, промышленная вода, вода из городского водопровода или т.п. Доля воды в жидкости для гидроразрыва в нормальных условиях составляет около 90-99% по массе.
[0035] Расклинивающий материал не имеет особенных ограничений, и можно применять расклинивающий материал, который применяют в известной жидкости для гидроразрыва. Примеры расклинивающего материала включают в себя песок, гравий, скорлупу грецких орехов, и минералы, например, тальк и бентонит. Расклинивающие материалы можно применять индивидуально или можно применять в комбинации из двух или больше таких веществ. Доля расклинивающего материала в жидкости для гидроразрыва в нормальных условиях составляет около 0,1-1% по массе.
[0036] Гелеобразующий агент не имеет особенных ограничений, и можно применять гелеобразующий агент, который применяют в известной жидкости для гидроразрыва. Конкретные примеры гелеобразующего агента включают в себя составы гидратирующего полимера, например, полисахариды, полиакриламиды, полиакриламидные coполимеры и полиалкиленоксиды. Полисахарид не имеет особенных ограничений, но является предпочтительно гуаровой смолой, смолой плодоворожкового дерева, карбоксиметилированной смолой, смолой карая, натрийкарбоксиметил гуаром, гидроксиэтил гуаром, гидроксипропил гуаром, натрийгидроксиметил целлюлозой, натрийкарбоксиметилгидроксиэтил целлюлозой, гидроксиметил целлюлозой, гидроксиэтил целлюлозой или т.п. Гелеобразующие агенты можно применять индивидуально, или можно применять в комбинации из двух или больше таких веществ. Доля гелеобразующего агента в жидкости для гидроразрыва в нормальных условиях составляет около 0,1-1% по массе.
[0037] Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать другие добавки, входящие в состав известной жидкости для гидроразрыва, например, сшивающий агент (кросслинкер) и поверхностно-активное вещество (ПАВ). Конкретные примеры кросслинкера включают в себя ионы поливалентных металлов, например, ионы хрома (III), алюминия (III) и титана (IV) и поливалентные анионы, например, бораты.
[0038] Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению можно легко получать смешиванием воды, регулирующего вязкость вещества, расклинивающего материала, гелеобразующего агента и другой добавки, при необходимости. Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению содержит вышеупомянутое регулирующее вязкость вещество, и, следовательно, может успешно применяться, как жидкость для гидроразрыва при гидравлическом разрыве пласта. Дополнительно, как описано ниже, жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению можно успешно применять, как жидкость для гидроразрыва, подлежащую нагнетанию под давлением в способе разработки нефти или природного газа.
[0039] Вязкость жидкости для гидроразрыва согласно настоящему изобретению не имеет особенных ограничений, и может являться аналогичной известным жидкостям для гидроразрыва. Вязкость жидкости для гидроразрыва при создании гидроразрыва пласта составляет, например, около 500 - 2000 мПа.с. Вязкость жидкости для гидроразрыва при извлечении жидкости для гидроразрыва составляет, например, 100 мПа.с или меньше. В настоящем изобретении способ измерения вязкости жидкости для гидроразрыва является следующим. Жидкость для гидроразрыва помещают в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряют, применяя вращательный вискозиметр В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).
[0040] <Способ разработки нефти или природного газа>
Способ разработки нефти или природного газа согласно настоящему изобретению включает в себя следующие этапы: строительство ствола добывающей скважины в пласте; ввод жидкости для гидроразрыва согласно настоящему изобретению в ствол добывающей скважины для создания гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и добыча нефти или природного газа из ствола добывающей скважины. Этапы строительства добывающей скважины в пласте; ввода жидкости для гидроразрыва в ствол добывающей скважины для создания гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и извлечения нефти или природного газа из ствола добывающей скважины можно выполнять известным способом. В способе разработки нефти или природного газа согласно настоящему изобретению, применяетcя жидкость для гидроразрыва, содержащая регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению, и при этом можно обеспечить сохранение жидкостью для гидроразрыва высокой вязкости во время гидроразрыва пласта и приобретение уменьшенной вязкости жидкостью для гидроразрыва во время ее извлечения из скважины. Таким образом способ разработки нефти или природного газа согласно настоящему изобретению обеспечивает эффективную добычу нефти или природного газа.
ПРИМЕРЫ
[0041] Ниже в данном документе, настоящее изобретение описано подробно с помощью примеров и сравнительных примеров. Вместе с тем, настоящее изобретение не ограничено этими примерами.
[0042] [Пример 1]
Сначала 0,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водный раствор полиэтиленоксида, полученный растворением 2,5 г полиэтиленоксида в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 1 (измеренные значения) и фиг. 1 и 2 (графики). Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.
[0043] <Способ измерения вязкости>
В примерах и сравнительных примерах вязкость полиэтиленоксида, используемого в регулирующем вязкость веществе, измеряли следующим способом. В 1-л мерный стакан добавили 497,5 г ионозамещенной воды, 2,5 г образца добавили в воду с перемешиванием при условии окружной скорости 1,0 м/с скорости конца лопасти в виде плоской пластины с шириной 80 мм и длиной 25 мм, перемешивание продолжалось 3 часа для приготовления водного раствора. Полученный водный раствор помещали в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряли с применением вращательного вискозиметра В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).
Вязкость жидкости для гидроразрыва, полученной в каждом из примеров и сравнительных примеров, измеряли следующим способом. Жидкость для гидроразрыва поместили в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряли с применением вращательного вискозиметра В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).
[0044] <Способ измерения Процента сохранения вязкости>
В примерах и сравнительных примерах процент сохранения вязкости (процент уменьшения вязкости) измеряли следующим способом. Вязкость жидкости для гидроразрыва, полученной в каждом из примеров и сравнительных примеров (вязкость A), определили, как вязкость на день 0. Вязкость жидкости для гидроразрыва по истечении заданного периода времени хранения при 40°C измеряли способом, аналогичным примененному в случае дня 0 (вязкость B). Процент сохранения вязкости вычисляли из следующего уравнения, применяя вязкость A и вязкость B.
вязкость B/вязкость A × 100 = процент сохранения вязкости (%)
[0045] [Пример 2]
За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) расположили в центральной части (сердечник) таблетки, и полиэтиленоксид расположили на периферии (оболочка) генератора радикалов (радикальный инициатор) для получения таблетки (тип оболочки с сердечником), выполняли процедуру аналогичную примеру 1 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 2, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 1.
[0046] [Пример 3]
За исключением того, что применили 0,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-18, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 250 мПа.с) в подготовке регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру аналогичную показанной в примере 1, для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом, аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 3, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 1.
[0047] [Пример 4]
За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) расположили в центральной части (сердечник) таблетки, и полиэтиленоксид расположили на периферии (оболочка) генератора радикалов (радикальный инициатор) для получения таблетки (тип оболочки с сердечником), выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 3 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 4, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 1.
[0048] [Пример 5]
За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) заменили с 0,0025 г ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил на 0,0025 г пероксидисульфата аммония, в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 1 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом, аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 5, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 2.
[0049] [Сравнительный Пример 1]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) для получения 0,5% по массе водного раствора полиэтиленоксида, как жидкости для гидроразрыва, и изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва испытывали при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и фиг. 1 и 2.
[0050] [Сравнительный Пример 2]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) для получения 0,5% по массе водного раствора полиэтиленоксида, и в данный раствор добавили 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) для получения жидкости для гидроразрыва. Изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C испытывали за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и фиг. 1 и 2. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.
[0051] [Сравнительный Пример 3]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29 изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) для получения 0,5% по массе водного раствора полиэтиленоксида и в данный раствор добавили 0,0025 г пероксидисульфата аммония для получения жидкости для гидроразрыва. Изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C испытывали за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 2. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.
[0052] [Сравнительный Пример 4]
Сначала 0,5 г поливинилового спирта (KURARAY POVAL PVA-403 (фирменное наименование) изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водный раствор полиэтиленоксида, полученный растворением 2,5 г полиэтиленоксида в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 2. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.
[0053] [Пример 6]
Сначала 0,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с), и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, полученные растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 3. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0054] [Пример 7]
За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) сменили с 0,0025 г ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) на 0,0025 г пероксидисульфата аммония в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру аналогичную описанной в примере 6 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом, аналогичным описанному в примере 6, испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 7 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 3. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0055] [Пример 8]
За исключением того, что количество пероксидисульфата аммония изменили с 0,0025 г на 0,000625 г, в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 7 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом, аналогичным описанному в Пример 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 8, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и фиг. 3 и 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0056] [Пример 9]
В приготовлении регулирующего вязкость вещества 0,25 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,000625 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку диаметром 5 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Затем, способом, аналогичным описанному в примере 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 9 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0057] [Пример 10]
В приготовлении регулирующего вязкость вещества 1,0 г полиэтиленоксида (PEO-29 фирменное наименование, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,000625 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Затем способом, аналогичным описанному в Пример 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 10 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[Пример 11] В приготовлении регулирующего вязкость вещества 0,125 г полиэтиленоксида (PEO-29 фирменное наименование изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,000625 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку диаметром 5 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Затем способом, аналогичным описанному в примере 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 11 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0058] [Сравнительный Пример 5]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, как жидкости для гидроразрыва, и испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3.
[0059] [Сравнительный Пример 6]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, и в данный раствор добавили 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) для получения жидкости для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0060] [Сравнительный Пример 7]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, и в данный раствор добавили 0,0025 г пероксидисульфата аммония для получения жидкости для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0061] [Сравнительный Пример 8]
Сначала 0,5 г поливинилового спирта (KURARAY POVAL PVA-403 (фирменное наименование) изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, полученный растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0062] [Сравнительный Пример 9]
Сначала 0,5 г поливинилового спирта (фирменное наименование KURARAY POVAL PVA-403, изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, полученного растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.
[0063] [Пример 12]
Сначала 0,5 г полиэтиленоксида (PEO-29 фирменное наименование изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в гель гуаровой смолы, полученный растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.
[0064] [Пример 13]
За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) изменили с 0,0025 г ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) на 0,0025 г пероксидисульфата аммония в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 12, для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом, аналогичным описанному в примере 12, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 13 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.
[0065] [Пример 14]
За исключением того, что количество пероксидисульфата аммония изменили с 0,0025 г на 0,000625 г в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 12, для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом, аналогичным описанному в примере 12, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 14 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.
[0066] [Пример 15]
За исключением того, что количество пероксидисульфата аммония измененили на 0,00025 г в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной В примере 13 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом аналогичным описанному в Пример 13, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 17 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 100 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.
[0067] [Сравнительный Пример 10]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлена Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе геля гуаровой смолы, как жидкости для гидроразрыва, и испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5.
[0068] [Сравнительный Пример 11]
В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе геля гуаровой смолы, и в данный гель добавили 0,0025 г пероксидисульфата аммония для получения жидкости для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.
[0069] [Сравнительный Пример 12]
Сначала 0,5 г поливинилового спирта (фирменное наименование KURARAY POVAL PVA-403 изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе гель гуаровой смолы, полученный растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлена Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.
| Таблица 1 | ||||||||||||||||||
| Состав жидкости для гидроразрыва |
Концентрация уменьшающего вязкость вещества | В форме таблетки 0,5 г/ϕ 10 мм |
Вязкость при хранении при 40°C (мПа.с) |
Степень сохранения вязкости (%) |
||||||||||||||
| Состав компонентов иной, чем регулирующее вязкость вещество | Состав регулирующего вязкость вещества | День 0 | День 1 | День 2 | День 3 | День 4 | День 5 | День 7 | День 0 | День 1 | День 2 | День 3 | День 4 | День 5 | День 7 | |||
| Пример 1 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Полиэтиленоксид вязкость 825 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле |
Матрица | 825 | 775 | 665 | 360 | 175 | 85 | 70 | 100,0 | 93,9 | 80,6 | 43,6 | 21,2 | 10,3 | 8,5 |
| Пример 2 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Полиэтилен оксид вязкость 250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле | Сердечник с оболочкой | 825 | 785 | 700 | 625 | 510 | 365 | 250 | 100,0 | 95,2 | 84,8 | 75,8 | 61,8 | 44,2 | 30,3 |
| Пример 3 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Полиэтилен оксид вязкость 250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле | Матрица | 825 | 700 | 450 | 135 | 55 | 35 | 25 | 100,0 | 84,8 | 54,5 | 16,4 | 6,7 | 4,2 | 3,0 |
| Пример 4 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Полиэтилен оксид вязкость 250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле | Сердечник с оболочкой | 825 | 765 | 580 | 260 | 90 | 40 | 25 | 100,0 | 92,7 | 70,3 | 31,5 | 10,9 | 4,8 | 3,0 |
| Пример 5 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
1000 промилле | Матрица | 785 | 690 | 340 | 100 | 40 | 15 | 0 | 100,0 | 87,9 | 43,3 | 12,7 | 5,1 | 1,9 | 0,0 |
| Сравни-тельныйпример 1 | 0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Нет | - | - | 825 | 785 | 735 | 700 | 690 | 685 | 660 | 100,0 | 95,2 | 89,1 | 84,8 | 83,6 | 83,0 | 80,0 |
| Сравни-тельный пример 2 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Только радикальный инициатор (ADVN) | 1000 промилле | Добавлен напрямую |
825 | 285 | 85 | 35 | 10 | 0 | 0 | 100,0 | 34,5 | 10,3 | 4,2 | 1,2 | 0,0 | 0,0 |
| Сравни- тельный пример 3 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | Только перокси дисульфат аммония |
1000 промилле | Добавлен напрямую |
790 | 190 | 70 | 30 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 24,1 | 8,9 | 3,8 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Сравни-тельный пример 4 |
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида | ПВС + перокси дисульфат аммония |
1000 промилле |
Матрица | 780 | 415 | 195 | 80 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 53,2 | 25,0 | 10,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Пример 6 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Полиэтилен оксид вязкость 250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле | Матрица | 460 | 460 | 445 | 85 | 60 | 35 | 0 | 100,0 | 100,0 | 96,7 | 18,5 | 13,0 | 7,6 | 0,0 |
| Пример 7 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
1000 промилле | Матрица | 520 | 415 | 85 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 79,8 | 16,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Пример 8 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
250 промилле |
Матрица | 460 | 405 | 300 | 165 | 65 | 15 | 0 | 100,0 | 88,0 | 65,2 | 35,9 | 14,1 | 3,3 | 0,0 |
| Пример 9 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
250 промилле |
Матрица 0,25 г/ϕ 5мм |
430 | 355 | 235 | 70 | 25 | 0 | 0 | 100,0 | 82,6 | 54,7 | 16,3 | 5,8 | 0,0 | 0,0 |
| Пример 10 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
250 промилле | Матрица 1,0 г/ϕ 10 мм |
460 | 460 | 385 | 265 | 130 | 25 | 0 | 100,0 | 100,0 | 83,7 | 57,6 | 28,3 | 5,4 | 0,0 |
| Пример 11 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
250 промилле | Матрица 0,125 г/ ϕ 5 мм |
435 | 270 | 140 | 40 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 62,1 | 32,2 | 9.2 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Таблица 2 | ||||||||||||||||||
| Состав жидкости для гидроразрыва |
Концент-рация умень-шающего вязкость вещества | В форме таблетки | Вязкость при хранении при 40°C (мПа.с) |
Степень сохранения вязкости (%) |
||||||||||||||
| Состав компонентов иной, чем регулирующее вязкость вещество | Состав регулирующего вязкость вещества | День 0 | День 1 | День 2 | День 3 | День 4 | День 5 | День 7 | День 0 | День 1 | День 2 | День 3 | День 4 | День 5 | День 7 | |||
| Сравни- тельный пример 5 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Нет | - | - | 520 | 465 | 470 | 435 | 420 | 405 | 350 | 100,0 | 89,3 | 90,4 | 83,7 | 80,8 | 77,9 | 67,3 |
| Сравни- тельный пример 6 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Только радикальный инициатор (ADVN) | 1000 промилле |
Добавлен напрямую |
540 | 195 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 36,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Сравни- тельный пример 7 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | Только перокси дисульфат аммония |
1000 промилле |
Добавлен напрямую |
470 | 40 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 8,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Сравни- тельный пример 8 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | ПВС + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле |
Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
570 | 230 | 55 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 40,4 | 9,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Сравни- тельный пример 9 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы | ПВС + перокси дисульфат аммония |
1000 промилле |
Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
565 | 150 | 40 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 26,5 | 7,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Пример 12 |
0,5% Водный Раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия |
Полиэтилен оксид вязкость 250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN) |
1000 промилле |
Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
23,800 | 20,800 | 18,200 | 13,200 | 6,800 | 2,100 | 0 | 100,0 | 87,4 | 76,5 | 55,5 | 28,6 | 8.8 | 0,0 |
| Пример 13 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония | 1000 промилле |
Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
25,600 | 20,600 | 11,600 | 2,660 | 700 | 0 | 0 | 100,0 | 80,5 | 45,3 | 10,4 | 2,7 | 0,0 | 0,0 |
| Пример 14 |
0,5% Водный Раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
250 промилле |
Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
25,300 | 24,000 | 21,700 | 18,200 | 10,000 | 3,500 | 65 | 100,0 | 94,9 | 85,8 | 71,9 | 39,5 | 13,8 | 0,3 |
| Пример 15 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия | Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония |
100 промилле |
Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
26,000 | 25,600 | 23,800 | 21,800 | 15,500 | 5,380 | 800 | 100,0 | 98,5 | 91,5 | 83,8 | 59,6 | 20,7 | 3,1 |
| Сравни- тельный пример 10 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия |
Нет | - | - | 26,800 | 26,800 | 26,800 | 23,700 | 18,400 | 13,000 | 10,700 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 88,4 | 68,7 | 48,5 | 39,9 |
| Сравни- тельный пример 11 |
0,5% Водный Раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия | только перокси дисульфат аммония |
1000 промилле | Добавлен напрямую |
24,800 | 740 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 3,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Сравни- тельный пример 12 |
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия | ПВС + перокси дисульфат аммония |
1000 промилле | Матрица 0,5 г/ ϕ 5 мм |
25,800 | 14,200 | 5,900 | 0 | 0 | 0 | 0 | 100,0 | 55,0 | 22,9 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
[0071] Как показано в Таблице 1 и на фиг. 1, в примере 1 вязкость была стабильной до дня 1 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, где регулирующее вязкость вещество не применяли, но вязкость начала быстро уменьшаться в день 3, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 10% в день 5. В примере 2 вязкость была стабильной до дня 2 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, но вязкость начала уменьшаться в день 3, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 30% в день 7. В примере 3, вязкость была стабильной до дня 1 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, но вязкость начала быстро уменьшаться в день 2, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 7% в день 4. В примере 4, вязкость была стабильной до дня 1 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, но вязкость начала быстро уменьшаться в день 2, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 11% в день 4. В сравнительном примере 1 высокая вязкость сохранялась, процент сохранения вязкости составлял около 80% даже в день 7. В сравнительном примере 2 процент сохранения вязкости уменьшился до около 35% в день 1, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 10% в день 2. Из результатов примеров и сравнительных примеров, становится очевидным, что для жидкостей для гидроразрыва примеров 1-4, где применяли регулирующее вязкость вещество, содержащее полиэтиленоксид и генератор радикалов (радикальный инициатор), высокая вязкость сохранялась в течение некоторого периода времени, и по истечении некоторого периода времени вязкость быстро уменьшалась. С другой стороны, становится очевидным, что для жидкости для гидроразрыва сравнительного примера 1, где регулирующее вязкость вещество не применяли, вязкость сохранялась высокой, и для жидкости для гидроразрыва сравнительного примера 2, где полиэтиленоксид не применяли, вязкость уменьшалась быстрее.
[0072] Из сравнения между примером 1 и примером 2 на фиг. 1, понятно, что вязкость можно регулировать с помощью изменения устройства генератора радикалов (радикальный инициатор) в таблетке. Из сравнения между примером 1 и примером 3 и между примером 2 и примером 4 понятно, что изменение вязкости жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью регулирования вязкости полиэтиленоксида, применяемого в регулирующем вязкость веществе.
[0073] Из результатов примера 5, показанного на фиг. 2, понятно, что вязкость можно регулировать также в варианте, где аммониевая соль пероксомоносерной кислоты применяетcя в качестве уменьшающего вязкость вещества.
[0074] Понятно, что в варианте где уменьшающее вязкость вещество (генератор радикалов) не применяют, как в сравнительном примере 1 на фиг. 1, уменьшение вязкости является плавным, при этом жидкость для гидроразрыва сохраняет высокую вязкость в течение длительного периода времени. С другой стороны, понятно, что когда генератор радикалов или аммониевая соль пероксомоносерной кислоты в качестве уменьшающего вязкость вещества не формуют в таблетку, но добавляют напрямую в жидкость для гидроразрыва, как в сравнительных примерах 2 и 3 на фиг. 2, вязкость жидкости для гидроразрыва быстро уменьшается.
[0075] Понятно, что как показано на фиг. 2 в сравнительном примере 4, где поливиниловый спирт применяетcя в регулирующем вязкость веществе на месте полиэтиленоксида, вязкость жидкости для гидроразрыва моментально начинает уменьшаться, и при этом невозможно сохранение высокой вязкости на некоторый период времени и уменьшение вязкости после некоторого периода времени, как в примерах 1-5.
[0076] Понятно, что как показано на фиг. 3, вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать также в примерах 6 и 7, где как состав жидкости для гидроразрыва, применяетcя водный раствора гуаровой смолы (0,5%), как полисахарид на месте 0,5% водного раствора полиэтиленоксида. Из результатов примеров 7 и 8 также понятно, что вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью дозирования добавляемого уменьшающего вязкость вещества.
[0077] Из результатов примеров 8-11, показанных на фиг. 4, понятно, что вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью изменения массы (размера) таблетки для применения, как регулирующего вязкость вещества.
[0078] Понятно, что как в сравнительном примере 5 на фиг. 3, уменьшение в вязкости является плавным, когда уменьшающее вязкость вещество (генератор радикалов) не применяют, при этом жидкость для гидроразрыва сохраняет высокую вязкость в течение длительного периода времени даже в варианте где, в составе жидкости для гидроразрыва, применяют водный раствор гуаровой смолы (0,5%), как полисахарид на месте 0,5% водного раствора полиэтиленоксида. С другой стороны, понятно, что когда генератор радикалов или аммониевую соль пероксомоносерной кислоты не формуют в таблетку, но добавляют напрямую в жидкость для гидроразрыва, как в сравнительных примерах 6 и 7 на фиг. 3, вязкость жидкости для гидроразрыва быстро уменьшается.
[0079] Понятно, что как в сравнительных примерах 8 и 9 на фиг. 3, вязкость жидкости для гидроразрыва моментально начинает уменьшаться когда поливиниловый спирт применяетcя в регулирующем вязкость веществе на месте полиэтиленоксида, и при этом невозможно сохранение высокой вязкости за некоторый период времени и уменьшение вязкости после некоторого периода времени, как в примерах 6-11 на фиг. 3 или на фиг. 4, даже в варианте где, в составе жидкости для гидроразрыва, применяетcя водный раствор гуаровой смолы (0,5%), как полисахарид на месте 0,5% водного раствора полиэтиленоксида.
[0080] Понятно, что как показано на фиг. 5, вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать также в примере 12, где водный раствор тетрабората натрия (0,05%) и гуаровой смолы (0,5%) применяетcя, как жидкость для гидроразрыва. Из примеров 12-15, понятно, что также в варианте, где водный раствора тетрабората натрия (0,05%) и гуаровой смолы (0,5%) применяетcя, как жидкость для гидроразрыва, вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью подбора уменьшающего вязкость вещества нужного типа, концентрации уменьшающего вязкость вещества и так далее.
[0081] Понятно, что как в сравнительном примере 10 на фиг. 5, уменьшение в вязкости является плавным, когда уменьшающее вязкость вещество (генератор радикалов) не применяют, при этом жидкость для гидроразрыва сохраняет высокую вязкость в течение длительного периода времени даже в варианте, где водный раствор тетрабората натрия (0,05%) и гуаровой смолы (0,5%) применяют, как жидкость для гидроразрыва. С другой стороны, понятно, что когда генератор радикалов в качестве уменьшающего вязкость вещества не формуется в таблетку, но добавляется напрямую в жидкость для гидроразрыва, как в сравнительном примере 11 на фиг. 5, вязкость жидкости для гидроразрыва быстро уменьшается. Понятно, что в сравнительном примере 12, где поливиниловый спирт применяетcя в регулирующем вязкость веществе на месте полиэтиленоксида, вязкость жидкости для гидроразрыва моментально начинает уменьшаться, и при этом невозможно сохранение высокой вязкости за некоторый период времени и уменьшение вязкости после некоторый период времени, как в примерах 12-15.
Claims (26)
1. Регулирующий вязкость агент, который применяется для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта,
причем регулирующий вязкость агент содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки,
в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 30 до 99,99% по массе,
где применяемое количество регулирующего вязкость агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе,
где масса таблетки составляет 0,2 г или больше, и
где полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C.
2. Регулирующий вязкость агент по п.1, в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 50 до 99,99% по массе.
3. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором уменьшающее вязкость вещество является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из генератора радикалов, кислоты и энзима.
4. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором углеродное число мономерного звена, которое образует полиалкиленоксид, имеет значение от 2 до 4.
5. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором полиалкиленоксид содержит по меньшей мере одно мономерное звено, выбранное из группы, состоящей из этиленоксидного звена, пропиленоксидного звена и бутиленоксидного звена.
6. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором полиалкиленоксид является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из полиэтиленоксида, полипропиленоксида, полибутиленоксида, coполимера этиленоксида и пропиленоксида, coполимера этиленоксида и бутиленоксида и coполимера пропиленоксида и бутиленоксида.
7. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, в качестве средства для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта,
в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 30 до 99,99% по массе,
где применяемое количество регулирующего вязкость агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе,
где масса таблетки составляет 0,2 г или больше, и
где полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C.
8. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта, способ содержит применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество,
в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 30 до 99,99% по массе,
где применяемое количество регулирующего вязкость агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе,
где масса таблетки составляет 0,2 г или больше, и
где полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C.
9. Жидкость для гидроразрыва, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта, жидкость для гидроразрыва содержит регулирующий вязкость агент по любому из пп. 1-6, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент.
10. Способ разработки пласта нефти или природного газа, способ содержит следующие этапы:
выполнение ствола добывающей скважины в пласте;
ввод жидкости для гидроразрыва по п.9 в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и
добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2013-121803 | 2013-06-10 | ||
| JP2013121803 | 2013-06-10 | ||
| PCT/JP2014/065198 WO2014199938A1 (ja) | 2013-06-10 | 2014-06-09 | 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 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015156645A RU2015156645A (ru) | 2017-07-14 |
| RU2691183C2 true RU2691183C2 (ru) | 2019-06-11 |
Family
ID=52022234
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015156645A RU2691183C2 (ru) | 2013-06-10 | 2014-06-09 | Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10240445B2 (ru) |
| EP (1) | EP3009491B1 (ru) |
| JP (1) | JP5745705B2 (ru) |
| CN (1) | CN105283523A (ru) |
| AU (1) | AU2014279245B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015030841A2 (ru) |
| CA (1) | CA2914807C (ru) |
| RU (1) | RU2691183C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014199938A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2016301584B2 (en) * | 2015-07-31 | 2020-12-24 | Adeka Corporation | Capsule and viscosity-variable fluid |
| RU2723068C2 (ru) * | 2015-07-31 | 2020-06-08 | Адэка Корпорейшн | Инкапсулированная добавка, способ изготовления инкапсулированной добавки и рабочая жидкость, характеризующаяся переменной вязкостью |
| EP3589718A1 (en) | 2017-03-01 | 2020-01-08 | Saudi Arabian Oil Company | Additives to minimize viscosity reduction for guar/borate system under high pressure |
| US11306242B2 (en) | 2018-08-13 | 2022-04-19 | Mitsubishi Gas Chemical Company, Inc. | Degradation agent for viscous fluid and method for producing said degradation agent |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4741401A (en) * | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
| RU2256727C1 (ru) * | 2003-10-13 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Северодонецкий завод реагентов и водоочистного оборудования" (ООО "СЗ РВО") | Ингибитор коррозии и солеотложения (варианты) |
| WO2006088603A1 (en) * | 2005-01-21 | 2006-08-24 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble diverting agents |
| RU2333642C2 (ru) * | 2004-02-20 | 2008-09-20 | РОДИА ЮКей ЛТД. | Внедренный биоцид |
| US20120012320A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymerizing and anchoring a water-soluble polymer to an in-place mineral surface of a well |
| WO2012036862A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Services Petroliers Schlumberger | Mechanisms for treating subterranean formations with embedded additives |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3747681A (en) * | 1972-05-26 | 1973-07-24 | Marathon Oil Co | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid |
| US4202795A (en) * | 1978-09-28 | 1980-05-13 | Halliburton Company | Methods and additives for delaying the release of chemicals in aqueous fluids |
| US4610795A (en) | 1985-08-07 | 1986-09-09 | Fmc Corporation | Peroxygen breaker systems for well completion fluids |
| CA1283530C (en) | 1987-02-06 | 1991-04-30 | Dowell Schlumberger Canada Inc. | Fracturing fluid slurry concentrate and method of use |
| US5164099A (en) | 1990-12-06 | 1992-11-17 | The Western Company Of North America | Encapsulations for treating subterranean formations and methods for the use thereof |
| US5217074A (en) * | 1991-10-29 | 1993-06-08 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method of fracturing formations |
| US5591700A (en) * | 1994-12-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Fracturing fluid with encapsulated breaker |
| US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
| US20040063588A1 (en) * | 2002-09-30 | 2004-04-01 | Grinding & Sizing Co., Inc. | Delivery system for drilling fluid dispersible additive tablet and associated methods |
| US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US20130288934A1 (en) | 2012-04-30 | 2013-10-31 | Trican Well Service, Ltd. | Composite Solids System to Prepare Polymer Solutions for Hydraulic Fracturing Treatments |
-
2014
- 2014-06-09 JP JP2014543656A patent/JP5745705B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2014-06-09 AU AU2014279245A patent/AU2014279245B2/en not_active Ceased
- 2014-06-09 CN CN201480031666.1A patent/CN105283523A/zh active Pending
- 2014-06-09 EP EP14811175.0A patent/EP3009491B1/en active Active
- 2014-06-09 WO PCT/JP2014/065198 patent/WO2014199938A1/ja active Application Filing
- 2014-06-09 CA CA2914807A patent/CA2914807C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-06-09 BR BR112015030841A patent/BR112015030841A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-06-09 US US14/897,340 patent/US10240445B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-06-09 RU RU2015156645A patent/RU2691183C2/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4741401A (en) * | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
| RU2256727C1 (ru) * | 2003-10-13 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Северодонецкий завод реагентов и водоочистного оборудования" (ООО "СЗ РВО") | Ингибитор коррозии и солеотложения (варианты) |
| RU2333642C2 (ru) * | 2004-02-20 | 2008-09-20 | РОДИА ЮКей ЛТД. | Внедренный биоцид |
| WO2006088603A1 (en) * | 2005-01-21 | 2006-08-24 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble diverting agents |
| US20120012320A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymerizing and anchoring a water-soluble polymer to an in-place mineral surface of a well |
| WO2012036862A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Services Petroliers Schlumberger | Mechanisms for treating subterranean formations with embedded additives |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015156645A (ru) | 2017-07-14 |
| EP3009491B1 (en) | 2019-08-21 |
| US10240445B2 (en) | 2019-03-26 |
| EP3009491A1 (en) | 2016-04-20 |
| WO2014199938A1 (ja) | 2014-12-18 |
| AU2014279245B2 (en) | 2017-09-07 |
| CN105283523A (zh) | 2016-01-27 |
| JP5745705B2 (ja) | 2015-07-08 |
| CA2914807A1 (en) | 2014-12-18 |
| CA2914807C (en) | 2021-12-28 |
| AU2014279245A1 (en) | 2015-12-24 |
| US20160115374A1 (en) | 2016-04-28 |
| JPWO2014199938A1 (ja) | 2017-02-23 |
| EP3009491A4 (en) | 2017-01-18 |
| BR112015030841A2 (pt) | 2017-07-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2691183C2 (ru) | Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта | |
| CN103224779B (zh) | 一种缔合型非交联压裂液及其制备方法 | |
| EP2254965B1 (en) | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications | |
| AU2008202070B2 (en) | Apparatus, Compositions, and Methods of Breaking Fracturing Fluids | |
| US20140158355A1 (en) | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing | |
| US20070256836A1 (en) | Methods of treating a subterranean formation with a treatment fluid having surfactant effective to increase the thermal stability of the fluid | |
| CN104109219B (zh) | 一种耐高温稠化剂及其制备方法和应用 | |
| CN102367380B (zh) | 耐温200℃压裂液 | |
| BRPI0619204A2 (pt) | fluìdo de tratamento do poço, e processo de tratamento de poços | |
| EA023956B1 (ru) | Полимерные микросферы в качестве разлагаемых добавок для снижения водоотдачи для нефтепромыслового применения | |
| FR2988730A1 (fr) | Nouvelle composition aqueuse de fluide de fracturation et procede de fracturation mettant en oeuvre le fluide | |
| NO20004718L (no) | Hydraulisk frakturering ved bruk av overflateaktivt gelateringsmiddel | |
| NO328290B1 (no) | Metoder og viskose sammensetninger for behandling av bronner | |
| EA011181B1 (ru) | Способ обработки подземного пласта | |
| CN109312226B (zh) | 包含聚合粘度改性剂的高温粘弹性表面活性剂(ves)流体 | |
| CN103160269A (zh) | 一种水基胍胶压裂液及其制备方法 | |
| CN105670597A (zh) | 使水基压裂液中的支撑剂在输送过程中不沉降的方法 | |
| CN105238372A (zh) | 高分子凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
| AU2015255973A1 (en) | High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids | |
| AU2012201448B2 (en) | Modification of solid polysaccharide with transesterification agent | |
| US11518930B2 (en) | Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations | |
| AU2014389542A1 (en) | Disintegrating unit dose pod for well servicing fluids | |
| ITVA20110011A1 (it) | Metodo per trattare formazioni sotterranee | |
| CN108533212A (zh) | 天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法 |