WO2017007362A1 - Composite additive for hydraulic fracturing of a formation with reagents for inhibiting sediments (variants) - Google Patents
Composite additive for hydraulic fracturing of a formation with reagents for inhibiting sediments (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- WO2017007362A1 WO2017007362A1 PCT/RU2015/000423 RU2015000423W WO2017007362A1 WO 2017007362 A1 WO2017007362 A1 WO 2017007362A1 RU 2015000423 W RU2015000423 W RU 2015000423W WO 2017007362 A1 WO2017007362 A1 WO 2017007362A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- polymer matrix
- additive
- additive according
- polymer
- item
- Prior art date
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 81
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims abstract description 72
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims description 8
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title abstract description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 86
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 61
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 131
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 42
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 24
- -1 polybutylene succinate Polymers 0.000 claims description 20
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 18
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 17
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 16
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims description 15
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 11
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 11
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 11
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 9
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 229920002961 polybutylene succinate Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004631 polybutylene succinate Substances 0.000 claims description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920000122 acrylonitrile butadiene styrene Polymers 0.000 claims description 6
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 6
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 5
- 239000004693 Polybenzimidazole Substances 0.000 claims description 5
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 5
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 5
- XECAHXYUAAWDEL-UHFFFAOYSA-N acrylonitrile butadiene styrene Chemical compound C=CC=C.C=CC#N.C=CC1=CC=CC=C1 XECAHXYUAAWDEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004676 acrylonitrile butadiene styrene Substances 0.000 claims description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 5
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 5
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 claims description 5
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002480 polybenzimidazole Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims description 4
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 claims description 4
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 4
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 4
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 4
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 claims description 4
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 claims description 4
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical class OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 claims description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims 2
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical class OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 claims 2
- PXRKCOCTEMYUEG-UHFFFAOYSA-N 5-aminoisoindole-1,3-dione Chemical class NC1=CC=C2C(=O)NC(=O)C2=C1 PXRKCOCTEMYUEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-M Butyrate Chemical compound CCCC([O-])=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Natural products CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical class OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Chemical class [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 claims 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims 1
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 claims 1
- NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N edtmp Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- HDERJYVLTPVNRI-UHFFFAOYSA-N ethene;ethenyl acetate Chemical class C=C.CC(=O)OC=C HDERJYVLTPVNRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 claims 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims 1
- FSQQTNAZHBEJLS-UPHRSURJSA-N maleamic acid Chemical class NC(=O)\C=C/C(O)=O FSQQTNAZHBEJLS-UPHRSURJSA-N 0.000 claims 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical class 0.000 claims 1
- HJZKOAYDRQLPME-UHFFFAOYSA-N oxidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)P(O)(O)=O HJZKOAYDRQLPME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011975 tartaric acid Chemical class 0.000 claims 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 20
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 abstract 1
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 43
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 10
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 9
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 3
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000012876 carrier material Substances 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002798 spectrophotometry method Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical group 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Definitions
- the present invention relates to the field of oil production. More specifically, the invention relates to additives that inhibit deposition in a proppant pack.
- Hydraulic fracturing is based on the formation of cracks in the zone of the wellbore to increase the permeability of the formation and increase oil production.
- a proppant proppant
- the proppant is fed into the crack along with the fluid and remains there, mechanically preventing the crack from closing after the pressure drop. Accordingly, in order to fulfill its function, the proppant must have a certain set of properties. In particular, to increase oil production, it is necessary that the proppant package has sufficient permeability.
- the permeability of the actual packing of the proppant formed inside the formation is usually significantly lower than the permeability of the pure proppant.
- the remainder of the polymer fracturing fluid partially clogs the pores and forms a filter cake on the walls of the crack;
- Inorganic deposits form in cracks and perforations during the extraction of formation water with high salinity; organic deposits form in cracks and perforations during the extraction of oil with a high content of heavy fractions, such as paraffins and (or) asphaltenes.
- SPE 168615 (Baker Hughes) describes the characteristics and application of a new nanotechnology-based substrate with a large surface area for chemical adsorption, which is used to inhibit the formation of barium sulfate deposits.
- This product is the latest version of the product declared by Szymczak in 2006, used as an additive to a proppant, has a higher strength than a proppant of medium strength, and a large surface area for chemical adsorption.
- the disadvantages of this product include insufficient functioning time.
- US8393395 discloses an aqueous suspension of particles comprising well treatment reagents that are encapsulated in a matrix made of a carrier material insoluble in water.
- the encapsulating matrix is selected so as to provide a delayed release of the reagent placed in the matrix from the particles into the surrounding fluid after placing the suspended particles in the fracture.
- the encapsulating matrix is made of a polymer, at least partially amorphous, and having a glass transition temperature below the temperature of the treated formation.
- restrictions on the method of producing particles (emulsion polymerization) and small particle sizes (200 microns) reduce the effectiveness of the method of delivery of the reagent.
- the presence of carrier material insoluble in water and in the well fluid leads to clogging of the proppant agent packaging space, which leads to a decrease in its permeability.
- a key aspect of this solution is the delayed release of chemicals in the wellbore so that their presence provides longer-term protection against organic and inorganic deposits.
- the present solution is aimed at delayed release of chemical reagents from solid polymer particles into the produced oil-containing liquid.
- the reagent powder acts as a filler for the liquid matrix to break the polymer matrix
- this will cause deformation of the balls and long-term blockage of the pore space of the proppant pack with injected polymer ones ( soft) balls, which leads to a decrease in the permeability of the pack of proppant.
- the specified delayed release is ensured by the use of well-decomposable polymers (such as polylactic acid, polybutylene succinate, polyglycolic acid, polyethylene terephthalate, polyvinyl alcohol, nylon and others, as well as their copolymers, mixtures and modifications) containing inhibitor particles.
- well-decomposable polymers such as polylactic acid, polybutylene succinate, polyglycolic acid, polyethylene terephthalate, polyvinyl alcohol, nylon and others, as well as their copolymers, mixtures and modifications.
- the technical task was to create an additive that inhibits deposits, which provides work for long-term goals, namely, the release time of inhibitors of organic or inorganic deposits will be months or more, which ensures a gradual restoration of the initial conductivity of the proppant package.
- the problem is solved by choosing a specific polymer matrices with the desired degradation time, which controls the length of time the release of the reagent from the matrix.
- the sizes of particles (granules) provide for the joint transportation of proppant and polymer additive into the depth of the hydraulic fracture, as a result of which the suspension does not separate into the additive and proppant.
- composite additive As a result of using the composite additive according to the present solution, there is a gradual (delayed, long-term) and controlled release of a chemical reagent (active substance) for treating a hydraulic fracture from a polymer matrix.
- a chemical reagent active substance
- composite materials can be used at temperatures below the glass transition temperature.
- the release time of the active component will be months or more.
- the integrity (stability, consolidation) of the proppant pack is achieved (particles remain in it, and do not clog the pores of the fracture space).
- the proposed method of processing the formation including the introduction into the well of a composite additive for inhibiting inorganic deposits or a composite additive for inhibiting organic deposits.
- the formation of deposits is prevented at the places of formation fluid inflow.
- inhibitors which include the following chemical agents: inhibiting agents such as paraffin and asphaltene modifiers, crystal growth modifiers and dispersants, sediment cleansers, inorganic scale inhibitors of polymer and inorganic nature, they are added to the polymer material before or in the process of melting the polymer.
- the specified polymer should be made from a decomposable polymer under formation conditions (such as polylactic acid, polybutylene succinate, polyglycolic acid, polyethylene terephthalate, polyvinyl alcohol, nylon and others, as well as their copolymers, mixtures, modifications and combinations). To ensure the distribution of inhibitors within the polymer matrix, they are thoroughly mixed.
- particles are added to the fracturing fluid in the form of dry additives at the proppant stage together with the proppant.
- particles containing inhibitors are evenly distributed among the proppant particles or, in some cases, are intentionally concentrated in the near-wellbore zone.
- the particles containing the inhibitors are distributed between the proppant particles, which prevents their washing out by the reverse flow at the first stage of production.
- the polymer begins to decompose slowly at the calculated rate, and a chemical reagent (this inhibitor) is released from media, providing a reduction in the formation of inorganic and organic deposits.
- Obtaining a polymer-reagent composite by polymer extrusion allows to obtain a higher concentration of the active component in the polymer matrix.
- concentration of the active component of 20 and more weight percent was easily achieved, while providing a high proportion of the load of the active component (scale inhibitor) in the polymer matrix.
- extrusion is a more advanced method of manufacturing composite materials as leading to a high content of the active component, which is more advisable from an economic point of view.
- Figure 1 shows a first embodiment of a composite proppant additive.
- Figure 2 shows a second embodiment of a polymer modified proppant additive.
- Fig. 3 shows an example of granules of the first embodiment.
- FIG. 5 shows an example of granules of a first embodiment based on epoxy resin.
- Figa shows the dependence of the degree of release of the inhibitor of deposits from the granules when they are kept in water at a temperature of 95 ° C (examples 2015/000423
- Figb shows the dependence of the degree of release of the inhibitor from the obtained particles when they are kept in water at a temperature of 70 ° C.
- Fig.7 shows the dependence of the degree of release of the inhibitor from the obtained granules of the additive when they vyderzhivaniya in an aqueous medium at a temperature of 40 ° C.
- Fig. 8 is a micrograph of a slice of a polylactic acid (PMA) composite particle of Example 3 coated with a cured epoxy resin layer.
- PMA polylactic acid
- Fig.9 shows the degree of release of the chemical agent from the polymer matrix for the particles of example 3, uncoated and coated with a layer of epoxy resin.
- Figure 10 is a comparison of the hydraulic permeability of proppant packs: a pack without a composite additive, a pack with an additive in the form of PLA granules (PMA) (additive 1% of proppant volume) mixed with conventional proppant, and also proppant pack after complete degradation of the PLA granules.
- PMA PLA granules
- the present solution comprises powdered inhibitor particles uniformly distributed within a matrix of a degradable polymer.
- a solution of the scale inhibitor can be mixed evenly with the polymer (see FIG. 1).
- Particles obtained from the specified composite mixture of polymer and inhibitors may have different shapes and proportions (rods, flakes, granules, ribbons, etc.).
- the shape of the particles affects the rate of surface degradation of the polymer, and hence the rate of release of the inhibitor reagent.
- the surface degradation rate of a polymer is higher, the higher the specific surface area of the particles. Therefore, a delayed release of reagent compared to other types of particles will provide granules.
- the selection of the forms of the granules (elongated shape, cylinders, plates, etc.) provides little flexibility in ensuring the speed of exit of the reagent.
- the form of the additive is of secondary importance compared to the size of the granules.
- Larger-sized additive granules due to a larger hydrodynamic radius provide a pellet deposition rate in the working fluid similar to proppant particles. This avoids the separation of the suspension by the type of particles (proppant and additive granules). The additive will be placed evenly throughout the proppant pack.
- the second embodiment is shown in FIG. 2 and is an extension of the first embodiment.
- particles of the first embodiment degradable polymer particles with an inhibitor embedded in the polymer matrix are coated with a second polymer with a reduced rate of degradation under the same conditions).
- the release of the inhibitor from the matrix of the first polymer does not begin until decomposition of the second (external) polymer occurs.
- the second embodiment provides an additional mechanism for delaying the release of inhibitors.
- the solid degradable polymer matrix in the additive particles remains neutral with respect to the chemical reagent at the softening temperature of the polymer of the solid polymer matrix or at the polymerization temperature.
- the polymer matrix is only a temporary carrier of the reagent (an inhibitor of the deposition of inorganic or organic deposits).
- the incorporation of dry powder into the polymer matrix The polymers PBS (polybutylene succinate), PLA (polylactic acid), and PHB (polyhydroxybutyrate) were selected from the group of thermoplastic polymers that slowly degrade in the aqueous medium at elevated temperatures.
- Anhydrous copper sulfate (P) with a particle size of 5-10 ⁇ m was chosen as solids as an indicator of the dissolution (degradation) of the polymer matrix, as well as the active component of the additive — an inorganic scale inhibitor (diethylene triamine pentamethylene phosphonic acid or DTPMP — scale inhibitor and corrosion inhibitor) .
- a composite polymer (granular) additive was obtained by melting a polymer (e.g., PBS, PLA, or PHB) at a temperature slightly above the melting point of the selected polymer. Then, a portion of anhydrous copper sulfate (I) was added to the melt (matrix) with an inorganic scale inhibitor DTPMP with simultaneous stirring.
- the mass ratio of anhydrous copper sulfate and inhibitor was 1: 3, while the function of anhydrous copper sulfate was only to provide a spectrophotometric method for measuring its concentration as an indicator of the release of a powder additive in an aqueous solution.
- the weight concentration of the scale inhibitor in the polymer matrix was 15%.
- this polymer melt with dry additives (inhibitor powder and indicator powder) was poured onto a Teflon substrate, cooled and cut into pieces 0.5-2.5 mm in size (Fig. 3).
- the obtained additive particles were placed in vessels with deionized water (in a mass ratio of 3: 100) and thermostated at 70 ° C (typical temperature in a number of wells).
- the concentration of copper cations (an indicator of the reagent yield from the polymer matrix into the solution) was recorded on a spectrophotometer.
- the dependences of the concentration of the inhibitor in water (recalculated based on the mass ratio of anhydrous copper sulfate and inhibitor 1: 3), as well as the degree of release of the inhibitor from the polymer matrix over time, are shown in 3
- thermoplastic polymers for example, acrylonitrile butadiene styrene (ABS plastic), acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole, etc.
- ABS plastic acrylonitrile butadiene styrene
- acrylic acrylic
- polyamide polyethylene
- polypropylene polypropylene
- polystyrene polyvinyl chloride
- polybenzimidazole polybenzimidazole
- the resulting rods were removed from the molds and cut into pieces so that the final product had the form of cylinders with a height of 0.5-10 mm and a diameter of 1.0 mm (granules).
- the obtained additive granules were placed in vessels with water, which in turn were thermostated at 70 ° C or at 95 ° C.
- the concentration of copper cations (the result of the release of copper sulfate from the granules) was recorded on a spectrophotometer.
- This example demonstrates that the epoxy resin releases a chemical agent that is mixed in it, and the release rate of this reagent is determined by the concentration of the hardener in the resin and the temperature.
- the slow release of the reagent from the polymer matrix will provide long-term prevention of the formation of inorganic or organic deposits, depending on the nature of the selected reagent.
- Granules PLA thermoplastic polymer
- additives were obtained by extrusion on a single screw extruder.
- Dried PLA granules in an amount of 80 g were mixed with 5 g of dye E1 10 "Sunset” and 15 g of an inorganic scale inhibitor (salts of ethylenediamine tetraacetic acid - EDTA) by dry mechanical stirring. In this case, the dye and inhibitor were thoroughly mixed with polymer granules.
- Granules with powder were poured into the hopper of the extruder. The mixing zone was heated to 160 ° C, and then the polymer was extruded with additives through a die with a hole diameter of 2 mm. The result was granules with a size of about 2 mm and containing 5% by weight of the dye E1 10 "Sunset” and 15% by weight of an inorganic scale inhibitor (EDTA).
- the granules were placed in water heated to a temperature of 40 ° C. In this case, the concentration of the dye released from the polymer at various points in time was measured (see Fig. 7). According to the mass ratio of inhibitor and dye, 3: 1, the amount of inhibitor released together with the indicator from the polymer matrix was determined.
- This example demonstrates that a chemical reagent embedded in a degradable polymer matrix from polylactic acid leaves it for approximately 10 months at a temperature of 40 ° C, while the material of the polymer matrix itself degrades over time and turns into low molecular weight products that are soluble in the formation fluid .
- thermoplastic polymers for example, acrylonitrile butadiene styrene, acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole, etc.
- any other polymer from the group of thermoplastic polymers allows you to choose the appropriate polymer degradation time and the rate of release of the chemical agent.
- FIG. 8 An example is the possibility of implementing the second embodiment of the solution.
- the granules of Example 3 were taken and coated with a layer of epoxy resin with a thickness of 30-40 ⁇ m (see Fig. 8). Then, after drying the resin, the particles were placed in vessels with water, which, in turn, were thermostated at 95 ° C. A temperature of 95 ° C was chosen to accelerate the output of degradation of the granules, so that in laboratory conditions for a short time to get a tangible result.
- Figure 9 shows a comparison of the yield of a chemical agent from the particles of Example 3 (granule without a temporary coating) and from particles coated with an epoxy resin layer. It can be concluded that this coating allowed us to reduce the yield of the chemical agent by about half. The selection of the brand of epoxy resin, as well as the degree of crosslinking by the hardener, will optimize the rate of release of the chemical agent in accordance with the necessary requirements.
- thermoplastic polymers for example, acrylonitrile butadiene styrene, acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole, etc.
- thermosetting polymers for example, based on phenol-formaldehyde, polyester, epoxy and carbides pitches.
- a typical concentration of a dry additive in a fracturing fluid is about 2 percent of the mass of the fracturing fluid injected into the formation.
- Standard fracturing work involves the injection of about 2,000 barrels of fluid (320 thousand liters), which allows about 6 thousand kg of dry additive to be pumped into the fracture (M).
- the upper limit of the concentration of inhibitor in the polymer matrix can be determined by the fact that the granules prepared according to example 1 and example 3 lose their mechanical strength at a mass concentration of the additive above 60%.
- concentration of inhibitor in the polymer matrix is in the range from 0.25 to 60 weight percent.
- This example compares the hydraulic conductivity of proppant packs without additives, as well as the mixing of polymer particles.
- Conductivity experiments were performed in accordance with API 19D.
- the test samples were pure proppant CarboHSP 20/40, as well as proppant CarboHSP 20/40 with the addition of granules PLA with a concentration of 1% by weight of proppant.
- Samples were loaded into a conduction cell, providing a surface concentration of 2 psi. foot.
- the resulting proppant packs were pressurized at 5,000 psi. inch (psi), and then the conduction cell was heated to 121 ° C.
- Figure 10 presents the obtained results of hydraulic conductivity for pure proppant (without additives / additives), for proppant pack with additive / additive particles (1% PLA particles), as well as for proppant pack after degradation of polymer particles. The results indicate that after polymer degradation, the conductivity is close to the conductivity of a clean proppant pack.
- this example demonstrates that after the release of the chemical agent and subsequent degradation of the disclosed polymer particles, the hydraulic permeability of the proppant pack remains close to the conductivity of a clean proppant pack.
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
The invention relates to providing for the stimulation of an oil-bearing formation by means of hydraulic fracturing of the formation. The invention describes a composite additive, which is injected, along with a proppant, into a hydraulic fracturing crack. The additive contains a reagent which inhibits the sedimentation of organic or inorganic sediments from an extracted formation fluid. As a result of the delivery of the composite additive, based on a matrix, to a borehole, said matrix decomposing in borehole conditions and containing a sediment inhibitor, an adjustable and sustained release of the inhibitor into the extracted fluid takes place, and furthermore, a gradual recovery of the conductivity of the proppant packing takes place.
Description
КОМПОЗИТНАЯ ПРИСАДКА ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА С РЕАГЕНТАМИ ДЛЯ ИНГИБИРОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ (ВАРИАНТЫ) COMPOSITE ADDITIVE FOR HYDROGRAPHIC RESISTANCE WITH REAGENTS FOR INHIBITING SEDIMENTS (OPTIONS)
Область техники Technical field
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи. Более конкретно изобретение относится к присадкам, ингибирующим отложения в упаковке расклинивающего агента. The present invention relates to the field of oil production. More specifically, the invention relates to additives that inhibit deposition in a proppant pack.
Известный уровень техники Prior art
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) основан на образовании трещин в зоне ствола скважины для повышения проницаемости пласта и увеличения добычи нефти. Для предотвращения закрытия трещины, в жидкость для гидроразрыва добавляется расклинивающий агент (проппант). Расклинивающий агент подается в трещину вместе с жидкостью и остается там, механически предотвращая закрытие трещин после падения давления. Соответственно для того, чтобы выполнять свою функцию, расклинивающий наполнитель должен обладать определенным набором свойств. В частности, для увеличения добычи нефти необходимо, чтобы упаковка расклинивающего агента обладала достаточной проницаемостью. Hydraulic fracturing (Fracturing) is based on the formation of cracks in the zone of the wellbore to increase the permeability of the formation and increase oil production. To prevent crack closure, a proppant (proppant) is added to the fracturing fluid. The proppant is fed into the crack along with the fluid and remains there, mechanically preventing the crack from closing after the pressure drop. Accordingly, in order to fulfill its function, the proppant must have a certain set of properties. In particular, to increase oil production, it is necessary that the proppant package has sufficient permeability.
Упаковка из расклинивающего агента пронизывает пласт, и ее гидравлическая проницаемость значительно выше проницаемости пластовой породы. Однако проницаемость реальной упаковки расклинивающего агента, образовавшейся внутри пласта, обычно бывает значительно ниже проницаемости чистого расклинивающего агента. Существует целый ряд причин понижения проницаемости упаковки расклинивающего агента, таких как: A proppant pack penetrates the formation, and its hydraulic permeability is significantly higher than the permeability of the formation. However, the permeability of the actual packing of the proppant formed inside the formation is usually significantly lower than the permeability of the pure proppant. There are a number of reasons for the reduced permeability of the proppant packaging, such as:
погружение расклинивающего агента в стенки трещины; immersion of the proppant in the walls of the crack;
остаток полимерной жидкости гидроразрыва частично забивает поры и образует фильтрационный осадок на стенках трещины; the remainder of the polymer fracturing fluid partially clogs the pores and forms a filter cake on the walls of the crack;
недостаточное проникновение расклинивающего агента в пласт, а именно малая длина расклиненного участка. insufficient penetration of the proppant into the formation, namely, the small length of the wedged area.
Эти проблемы обычно рассматриваются и решаются при проектировании гидравлического разрыва. These problems are usually considered and solved when designing a hydraulic fracture.
Другая причина снижения проницаемости связана с образованием в
трещине неорганических и органических отложений. Неорганические отложения образуются в трещине и перфорационных отверстиях в процессе извлечения воды формации с высокой соленостью; органические отложения образуются в трещине и перфорационных отверстиях в процессе извлечения нефти с высоким содержанием тяжелых фракций, таких как твердые парафины и (или) асфальтены. Another reason for the decrease in permeability is associated with the formation of crack inorganic and organic deposits. Inorganic deposits form in cracks and perforations during the extraction of formation water with high salinity; organic deposits form in cracks and perforations during the extraction of oil with a high content of heavy fractions, such as paraffins and (or) asphaltenes.
Проблемы, связанные с образованием отложений можно решать путем проведения внутрискважинных работ, когда ухудшение параметров добычи становится заметным. При наличии нежелательных неорганических и органических отложений также можно использовать ингибиторы неорганических отложений и ингибиторы твердого парафина/асфальтенов, которые закачиваются в пласт в процессе его гидравлического разрыва. Однако срок действия такой обработки недолог, поскольку закачанные химические вещества легко вымываются из пласта и из упаковки расклинивающего агента в процессе добычи. Следовательно, эффективность такой обработки довольно низкая. The problems associated with the formation of deposits can be solved by conducting downhole operations, when the deterioration of production parameters becomes noticeable. In the presence of undesirable inorganic and organic deposits, it is also possible to use inorganic scale inhibitors and paraffin / asphaltene inhibitors, which are injected into the formation during its hydraulic fracturing. However, the duration of such treatment is short-lived, since the injected chemicals are easily washed out of the formation and from the proppant pack during production. Therefore, the effectiveness of such processing is rather low.
Чтобы обеспечить высокую эффективность мер против указанных отложений, важно добавлять химические реагенты (указанные ингибиторы отложений) в жидкость при низкой концентрации (чуть выше МКИ - минимальной концентрации ингибитора) в течение длительного периода времени. To ensure that measures against these deposits are highly effective, it is important to add chemicals (these sediment inhibitors) to the liquid at a low concentration (slightly above the MCI - minimum inhibitor concentration) over a long period of time.
Поэтому было бы желательным предоставление такой ингибирующей отложение присадки, которая приводит к замедленному и регулируемому высвобождению активного вещества и в низких концентрациях. Therefore, it would be desirable to provide such an inhibitory deposition of the additive, which leads to a delayed and controlled release of the active substance and in low concentrations.
Вопрос ингибирования органических и неорганических отложений раскрывается в ряде работ, патентов и патентных заявок. Некоторые примеры химического состава и физических свойств обычных ингибиторов органических отложений можно найти в патентах RU2480505, RU2242503 (депрессантная присадка), RU2208042, RU2326153. The issue of inhibition of organic and inorganic deposits is disclosed in a number of works, patents and patent applications. Some examples of the chemical composition and physical properties of conventional organic scale inhibitors can be found in patents RU2480505, RU2242503 (depressant additive), RU2208042, RU2326153.
Одной из проблем использования ингибиторов является быстрый расход реагента на ранних стадиях эксплуатации пласта-коллектора. Периодические операции, связанные с вводом дополнительного реагента, являются дорогостоящими и затратными по времени.
В статье SPE 168615 (Baker Hughes) описывают характеристики и применение нового субстрата, основанного на нанотехнологиях, с большой площадью поверхности для химической адсорбции, который применяется для ингибирования образования отложений сульфата бария. Данный продукт является новейшим вариантом продукта, заявленного Szymczak в 2006 году, используется как присадка к расклинивающему агенту, имеет более высокую прочность, чем расклинивающий агент средней прочности, и большую площадь поверхности для химической адсорбции. К недостаткам данного продукта можно отнести недостаточное время функционирования. One of the problems of using inhibitors is the rapid reagent consumption in the early stages of reservoir operation. Periodic operations associated with the introduction of additional reagent are expensive and time consuming. SPE 168615 (Baker Hughes) describes the characteristics and application of a new nanotechnology-based substrate with a large surface area for chemical adsorption, which is used to inhibit the formation of barium sulfate deposits. This product is the latest version of the product declared by Szymczak in 2006, used as an additive to a proppant, has a higher strength than a proppant of medium strength, and a large surface area for chemical adsorption. The disadvantages of this product include insufficient functioning time.
В международной заявке N° WO2012148819 представлен продукт, состоящий из кальцинированного пористого субстрата наноразмеров - кальцинированного пористого оксида металла и обрабатывающего реагента (перечисляются ингибиторы отложений и парафинов), абсорбированного в поровые пространства пористого субстрата. Стоит отметить, что химический агент, введенный в поры субстрата, быстро вымывается из пор. С другой стороны, с использованием пористой керамической матрицы действительно можно добиться медленного выхода агента, однако при этом введение данного агента в пористую матрицу представляет сложности. In the international application N ° WO2012148819, a product is presented consisting of a calcined porous substrate of nanoscale - calcined porous metal oxide and a processing reagent (sediment and paraffin inhibitors are listed) absorbed into the pore spaces of the porous substrate. It is worth noting that the chemical agent introduced into the pores of the substrate is quickly washed out of the pores. On the other hand, using a porous ceramic matrix it is indeed possible to achieve a slow release of the agent, however, introducing this agent into the porous matrix is difficult.
Более того, после вымывания активного агента остается пористая керамическая матрица, которая забивает пространство в упаковке расклинивающего агента и приводит к понижению ее проницаемости. Moreover, after washing out the active agent, a porous ceramic matrix remains, which clogs the space in the proppant package and leads to a decrease in its permeability.
В патенте US8393395 описана водная суспензия частиц, включающих реагенты для обработки скважины, которые заключены в инкапсулирующую матрицу, выполненную из материала-носителя, нерастворимого в воде. Инкапсулирующая матрица выбирается такой, чтобы обеспечить замедленное высвобождение реагента, помещенного в матрицу из частиц в окружающую жидкость, после размещения суспендированных частиц в трещине ГРП. Инкапсулирующая матрица выполнена из полимера, по меньшей мере частично аморфного, и имеющего температуру стеклования ниже температуры обрабатываемого пласта. Однако ограничения по методу получения частиц (эмульсионная полимеризация) и маленькие размеры частиц (200 микрон) понижают эффективность применения способа доставки реагента.
Более того, наличие нерастворимого в воде и в скважинной жидкости материала носителя приводит к закупориванию пространства в упаковке расклинивающего агента, что приводит к понижению ее проницаемости. US8393395 discloses an aqueous suspension of particles comprising well treatment reagents that are encapsulated in a matrix made of a carrier material insoluble in water. The encapsulating matrix is selected so as to provide a delayed release of the reagent placed in the matrix from the particles into the surrounding fluid after placing the suspended particles in the fracture. The encapsulating matrix is made of a polymer, at least partially amorphous, and having a glass transition temperature below the temperature of the treated formation. However, restrictions on the method of producing particles (emulsion polymerization) and small particle sizes (200 microns) reduce the effectiveness of the method of delivery of the reagent. Moreover, the presence of carrier material insoluble in water and in the well fluid leads to clogging of the proppant agent packaging space, which leads to a decrease in its permeability.
Ключевым аспектом настоящего решения является замедленное выделение химических реагентов в стволе скважины, чтобы их присутствие обеспечивало более долговременную защиту от органических и неорганических отложений. Настоящее решение нацелено на замедленное выделения химических реагентов из твердых полимерных частиц в добываемую нефтесо держащую жидкость. A key aspect of this solution is the delayed release of chemicals in the wellbore so that their presence provides longer-term protection against organic and inorganic deposits. The present solution is aimed at delayed release of chemical reagents from solid polymer particles into the produced oil-containing liquid.
Наиболее близким аналогом настоящего решения является патент US 4670166 (Exxon Chemical Services, 1987). В нем описаны частицы (шарики) на основе твердой полимерной матрицы, в которую включен водорастворимый химический реагент (ингибитор солевых отложений, ингибитор коррозии, биоциды, вспениватели и т.д.) для изменения химических свойств скважинной жидкости. Полимерная матрица частиц содержит 5-30% полезного реагента. В скважинных условиях полимерные твердые не растворимые в воде частицы сохраняют целостность, и реагент попадает в окружающую жидкость за счет проницаемости и внутренней пористости полимерной матрицы (1 п.ф.). Поток скважинной жидкости вымывает порошкообразный реагент из полимерных шариков, закачанных вместе с проппантом в породу. Поскольку температура размягчения полимера (Tg) выше температуры скважинных условий, то это помогает сохранить стабильность геометрии частиц. The closest analogue of this solution is the patent US 4670166 (Exxon Chemical Services, 1987). It describes particles (balls) based on a solid polymer matrix, which includes a water-soluble chemical reagent (salt inhibitor, corrosion inhibitor, biocides, blowing agents, etc.) to change the chemical properties of the well fluid. The polymer matrix of particles contains 5-30% of a useful reagent. Under borehole conditions, polymer solid water-insoluble particles retain their integrity, and the reagent enters the surrounding fluid due to the permeability and internal porosity of the polymer matrix (1 pf). The flow of well fluid flushes the powdered reagent from polymer balls pumped together with proppant into the rock. Since the softening temperature of the polymer (Tg) is higher than the temperature of the well conditions, this helps to maintain the stability of the particle geometry.
Очевидно, что при высвобождении реагента по механизму проницаемости воды в проницаемую матрицу прочность композитной частицы понижается (порошок-реагент выполняет роль наполнителя для нейтральной к жидкости разрыва полимерной матрицы), и это вызовет деформацию шариков и долговременную закупорку порового пространства упаковки расклинивающего агента с закачанными полимерными (мягкими) шариками, что приводит к понижению проницаемости упаковки расклинивающего агента. Obviously, when the reagent is released by the mechanism of permeability of water into the permeable matrix, the strength of the composite particle decreases (the reagent powder acts as a filler for the liquid matrix to break the polymer matrix), and this will cause deformation of the balls and long-term blockage of the pore space of the proppant pack with injected polymer ones ( soft) balls, which leads to a decrease in the permeability of the pack of proppant.
Для восстановления же проводимости этой упаковки было бы желательным вообще избавиться от полимерной матрицы после завершения полезного воздействия химических реагентов на жидкость внутри трещины ГРП. To restore the conductivity of this package, it would be desirable to completely get rid of the polymer matrix after completion of the beneficial effects of chemicals on the fluid inside the hydraulic fracture.
В отличие от прототипа, в котором после высвобождения реагента из
полимерной матрицы за счет диффузии в объем трещины, указанная нерастворимая в жидкости матрица остается в объеме трещины, согласно настоящему решению, полимерная матрица, содержащая реагент, разрушается (в результате растворения). In contrast to the prototype, in which after the release of the reagent from polymer matrix due to diffusion into the volume of the crack, the specified liquid insoluble matrix remains in the volume of the crack, according to the present solution, the polymer matrix containing the reagent is destroyed (as a result of dissolution).
Краткое описание Short description
Отложение органических и неорганических соединений в насосно- компрессорных трубах, перфорационных отверстиях или пластах в процессе добычи углеводородов по-прежнему является серьезной проблемой, влияющей на экономическую эффективность эксплуатации скважины. Существующие способы решения проблемы, такие как введение ингибиторов всех видов, считаются не более чем удовлетворительными, поскольку дают лишь кратковременный эффект. Идеальным решением была бы закачка ингибиторов на этапе операции гидроразрыва (ГРП) и медленное последующее выделение ингибиторов в целевую зону. The deposition of organic and inorganic compounds in tubing, perforations or formations during hydrocarbon production is still a serious problem affecting the economic efficiency of well operation. Existing methods of solving the problem, such as the introduction of inhibitors of all kinds, are considered to be no more than satisfactory, since they give only a short-term effect. An ideal solution would be the injection of inhibitors at the stage of hydraulic fracturing operation (Fracturing) and the slow subsequent release of inhibitors to the target zone.
Указанное замедленное выделение обеспечивается в результате использования разлагаемых в скважинных условиях полимеров (таких как полимолочная кислота, полибутилена сукцинат, полигликолевая кислота, полиэтилентерефталат, поливиниловый спирт, нейлон и другие, а также их сополимеры, смеси и модификации), содержащих частицы ингибитора. Постепенное разложение полимера в скважинных условиях призвано поддерживать постоянную концентрацию ингибиторов в жидкости обратного потока. The specified delayed release is ensured by the use of well-decomposable polymers (such as polylactic acid, polybutylene succinate, polyglycolic acid, polyethylene terephthalate, polyvinyl alcohol, nylon and others, as well as their copolymers, mixtures and modifications) containing inhibitor particles. The gradual decomposition of the polymer in the borehole conditions is designed to maintain a constant concentration of inhibitors in the return fluid.
Далее в тексте понятия «ингибитор неорганических отложений», «ингибитор солеотложений» и «ингибитор отложения минеральных солей» используются как эквивалентные понятия. Further in the text the concepts “inorganic scale inhibitor”, “scale inhibitor” and “mineral salt scale inhibitor” are used as equivalent concepts.
Сущность Essence
Таким образом, техническая задача состояла в создании присадки, ингибирующей отложения, которая обеспечивает работу для долговременных целей, а именно время выхода ингибиторов органических или неорганических отложений будет составлять месяцы и более, что обеспечивает постепенное восстановление исходной проводимости проппантной упаковки. Thus, the technical task was to create an additive that inhibits deposits, which provides work for long-term goals, namely, the release time of inhibitors of organic or inorganic deposits will be months or more, which ensures a gradual restoration of the initial conductivity of the proppant package.
Поставленная задача решается за счет выбора определенной полимерной
матрицы с нужным временем деградирования, что регулирует продолжительность времени высвобождения реагента из матрицы. Размеры частиц (гранул) обеспечивают совместную транспортировку проппанта и полимерной присадки вглубь трещины ГРП, в результате чего не происходит разделения суспензии на присадку и проппант. The problem is solved by choosing a specific polymer matrices with the desired degradation time, which controls the length of time the release of the reagent from the matrix. The sizes of particles (granules) provide for the joint transportation of proppant and polymer additive into the depth of the hydraulic fracture, as a result of which the suspension does not separate into the additive and proppant.
В результате использования композитной присадки по настоящему решению, происходит постепенное (замедленное, длительное) и контролируемое высвобождение химического реагента (активного вещества) для обработки трещины ГРП из полимерной матрицы. Для долговременных целей можно использовать композитные материалы при температурах ниже температуры стеклования. При этом время выхода активного компонента будет составлять месяцы и более. As a result of using the composite additive according to the present solution, there is a gradual (delayed, long-term) and controlled release of a chemical reagent (active substance) for treating a hydraulic fracture from a polymer matrix. For long-term purposes, composite materials can be used at temperatures below the glass transition temperature. At the same time, the release time of the active component will be months or more.
В результате одновременного и контролируемого удержания активного вещества в матрице, достигается целостность (стабильность, консолидация) упаковки расклинивающего агента (частицы остаются в ней, а не забивают поры пространства трещины ГРП). As a result of the simultaneous and controlled retention of the active substance in the matrix, the integrity (stability, consolidation) of the proppant pack is achieved (particles remain in it, and do not clog the pores of the fracture space).
После деградации полимерной матрицы в скважинных условиях, происходит восстановление проводимости упаковки расклинивающего агента (дезинтеграция и вымывание полимерной матрицы и реагента оставляет свободное поровое пространство). Медленное высвобождение химического реагента из полимерной матрицы гранул обеспечивает предотвращение образования неорганических или органических отложений в трещине и в скважине в течение длительного времени, при этом деградация полимерной матрицы в процессе высвобождения химического агента приводит к восстановлению гидравлической проводимости трещины (к приближению к исходной гидравлической проводимости трещины без использования присадок). After degradation of the polymer matrix under borehole conditions, the proppant pack conductivity is restored (disintegration and leaching of the polymer matrix and reagent leaves free pore space). Slow release of the chemical reagent from the polymer matrix of the granules prevents the formation of inorganic or organic deposits in the fracture and in the well for a long time, while the degradation of the polymer matrix during the release of the chemical agent restores the hydraulic conductivity of the crack (approaching the initial hydraulic conductivity of the crack without use of additives).
В результате подбора полимерной матрицы с нужным временем деградации под известную температуру пласта/трещины ГРП, а также благодаря использованию гранулированной формы присадки определенного размера достигается целостность (стабильность, консолидация) упаковки расклинивающего агента. As a result of the selection of a polymer matrix with the desired degradation time for a known formation / fracture temperature, as well as through the use of a granular form of an additive of a certain size, integrity (stability, consolidation) of the proppant package is achieved.
Таким образом, предложен способ обработки пласта, включающий введение
в скважину композитной присадки для ингибирования неорганических отложений или композитной присадки для ингибирования органических отложений. Происходит предотвращение образования отложений в местах притока пластовой жидкости. Thus, the proposed method of processing the formation, including the introduction into the well of a composite additive for inhibiting inorganic deposits or a composite additive for inhibiting organic deposits. The formation of deposits is prevented at the places of formation fluid inflow.
Подробное описание Detailed description
Как упоминалось выше, ингибиторы, под которыми имеются в виду следующие химические агенты: подавляющие агенты как модификаторы парафина и асфальтенов, модификаторы роста кристаллов и диспергенты, средства очистки от отложений, ингибиторы неорганических отложений полимерной и неорганической природы, - они добавляться в полимерный материал до или в процессе плавления полимера. Указанный полимер должен производиться из разлагаемого в пластовых условиях полимера (такого как полимолочная кислота, полибутилена сукцинат, полигликолевая кислота, полиэтилентерефталат, поливиниловый спирт, нейлон и другие, а также их сополимеры, смеси, модификации и сочетания). Чтобы обеспечить распределение ингибиторов внутри матрицы полимера, они тщательно перемешиваются. As mentioned above, inhibitors, which include the following chemical agents: inhibiting agents such as paraffin and asphaltene modifiers, crystal growth modifiers and dispersants, sediment cleansers, inorganic scale inhibitors of polymer and inorganic nature, they are added to the polymer material before or in the process of melting the polymer. The specified polymer should be made from a decomposable polymer under formation conditions (such as polylactic acid, polybutylene succinate, polyglycolic acid, polyethylene terephthalate, polyvinyl alcohol, nylon and others, as well as their copolymers, mixtures, modifications and combinations). To ensure the distribution of inhibitors within the polymer matrix, they are thoroughly mixed.
Из этого материала, содержащего полимер и внедренные в его структуру ингибиторы, производятся твердые гранулы требуемой формы (стержни, ленты и т.д.) и с требуемым характеристическим отношением. From this material containing a polymer and inhibitors embedded in its structure, solid granules of the required shape (rods, tapes, etc.) and with the required characteristic ratio are produced.
Эти частицы добавляются в жидкость гидроразрыва в форме сухих присадок на этапе расклинивания вместе с расклинивающим агентом. При этом частицы, содержащие ингибиторы, равномерно распределяются среди частиц расклинивающего агента или в некоторых случаях намеренно концентрируются в околоскважинной зоне. В качестве альтернативы имеется возможность закачки указанных частиц на этапе закачки фазы без расклинивающего агента, возможно также применение при неоднородном размещении расклинивающего агента. These particles are added to the fracturing fluid in the form of dry additives at the proppant stage together with the proppant. In this case, particles containing inhibitors are evenly distributed among the proppant particles or, in some cases, are intentionally concentrated in the near-wellbore zone. As an alternative, it is possible to pump these particles at the stage of phase injection without a proppant, and it is also possible to use a proppant with heterogeneous placement.
После смыкания трещины, частицы, содержащие ингибиторы, распределяются между частицами расклинивающего агента, что препятствует их вымыванию обратным потоком на первом этапе добычи. After the crack is closed, the particles containing the inhibitors are distributed between the proppant particles, which prevents their washing out by the reverse flow at the first stage of production.
В определенное время и при определенных температурных условиях после смыкания трещины, полимер начинает медленно разлагаться с расчетной скоростью, и химический реагент (указанный ингибитор) выделяется из
носителя, обеспечивая снижение образования неорганических и органических отложений. At a certain time and under certain temperature conditions after the crack closes, the polymer begins to decompose slowly at the calculated rate, and a chemical reagent (this inhibitor) is released from media, providing a reduction in the formation of inorganic and organic deposits.
Скорости разложения имеющихся на рынке полимеров при разных температурах хорошо известны, поэтому при известной температуре обрабатываемого пласта можно осуществлять выделение ингибитора непрерывно или селективно в определенное время. The decomposition rates of the polymers available on the market at different temperatures are well known, therefore, at a known temperature of the treated formation, it is possible to isolate the inhibitor continuously or selectively at a specific time.
Использование крупных частиц (гранул присадки) до 2-4 мм в диаметре позволяет избежать расслоения суспензии при закачке в трещину ГПР и вымывания гранул из упаковки расклинивающего агента на стадии добычи нефти. The use of large particles (additive granules) up to 2-4 mm in diameter allows avoiding delamination of the suspension when injecting the hydraulic fracturing and leaching the granules from the pack of proppant at the oil production stage.
Получение композита полимер-реагент с помощью экструзии полимера позволяет получать более высокую концентрацию активного компонента в полимерной матрице. В примерах с полимерными гранулами легко достигались концентрации активного компонента 20 и более весовых процентов, при этом обеспечивается высокая доля загрузки активного компонента (ингибитора отложений) в полимерную матрицу. Obtaining a polymer-reagent composite by polymer extrusion allows to obtain a higher concentration of the active component in the polymer matrix. In the examples with polymer granules, the concentration of the active component of 20 and more weight percent was easily achieved, while providing a high proportion of the load of the active component (scale inhibitor) in the polymer matrix.
Таким образом, экструзия является более совершенным способом изготовления композитных материалов как приводящая к высоким содержанием активного компонента, что более целесообразно с экономической точки зрения. Thus, extrusion is a more advanced method of manufacturing composite materials as leading to a high content of the active component, which is more advisable from an economic point of view.
Описание чертежей Description of drawings
Фиг.1 демонстрирует первый вариант осуществления композитной присадки к расклинивающему агенту. Figure 1 shows a first embodiment of a composite proppant additive.
Фиг.2 демонстрирует второй вариант осуществления полимерной модифицированной присадки к расклинивающему агенту. Figure 2 shows a second embodiment of a polymer modified proppant additive.
Фиг.З демонстрирует пример гранул первого варианта осуществления. Fig. 3 shows an example of granules of the first embodiment.
Фиг.4 демонстрирует степень высвобождения ингибитора отложения солей из полимерной матрицы в зависимости от продолжительности деградации при Т=70°С (три вида полимеров). Figure 4 shows the degree of release of the salt deposition inhibitor from the polymer matrix depending on the duration of degradation at T = 70 ° C (three types of polymers).
Фиг.5 демонстрирует пример гранул первого варианта осуществления на основе эпоксидной смолы. 5 shows an example of granules of a first embodiment based on epoxy resin.
Фиг.6а показывает зависимость степени высвобождения ингибитора отложений из гранул при их выдержке в воде при температуре 95 °С (примеры
2015/000423 Figa shows the dependence of the degree of release of the inhibitor of deposits from the granules when they are kept in water at a temperature of 95 ° C (examples 2015/000423
полимерной матрицы-носителя с высокой степенью сшивки и полимерной матрицы-носителя с низкой степенью сшивки). a polymer matrix carrier with a high degree of crosslinking and a polymer matrix carrier with a low degree of crosslinking).
Фиг.бб показывает зависимость степени высвобождения ингибитора из полученных частиц при их выдержке в воде при температуре 70°С. Figb shows the dependence of the degree of release of the inhibitor from the obtained particles when they are kept in water at a temperature of 70 ° C.
Фиг.7 показывает зависимость степени высвобождения ингибитора из полученных гранул присадки при их вьщержке в водной среде при температуре 40°С. Fig.7 shows the dependence of the degree of release of the inhibitor from the obtained granules of the additive when they vyderzhivaniya in an aqueous medium at a temperature of 40 ° C.
Фиг.8 представляет микрофотографию среза композитной частицы на основе полимолочной кислоты (ПМК) примера 3, покрытой слоем отвержденной эпоксидной смолы. Fig. 8 is a micrograph of a slice of a polylactic acid (PMA) composite particle of Example 3 coated with a cured epoxy resin layer.
Фиг.9 показывает степень выхода химического агента из полимерной матрицы для частиц примера 3, без покрытия и покрытых слоем эпоксидной смолы. Fig.9 shows the degree of release of the chemical agent from the polymer matrix for the particles of example 3, uncoated and coated with a layer of epoxy resin.
Фиг.10 представляет собой сравнение гидравлической проницаемости проппантных упаковок: упаковка без композитной присадки, упаковка с присадкой в виде гранул PLA (ПМК) (присадка 1% от объема проппанта) смешанных с обычным проппантом, и также проппантная упаковка после полной деградации гранул PLA. Figure 10 is a comparison of the hydraulic permeability of proppant packs: a pack without a composite additive, a pack with an additive in the form of PLA granules (PMA) (additive 1% of proppant volume) mixed with conventional proppant, and also proppant pack after complete degradation of the PLA granules.
Подробное описание Detailed description
Далее показаны более подробно варианты осуществления раскрытия подробно, которые не следует рассматривать как ограничения. The following shows in more detail embodiments of the disclosure in detail, which should not be construed as limitations.
Варианты осуществления (с точки зрения структуры композитной присадки) Options for implementation (in terms of the structure of the composite additive)
Первый вариант осуществления First Embodiment
В первом варианте осуществления настоящее решение содержит порошкообразные частицы ингибитора, однородно распределенные внутри матрицы разлагаемого полимера. В качестве альтернативы, если применимо (имеется жидкий ингибитор и возможность смешать раствор с полимером), с полимером может равномерно смешиваться раствор ингибитора отложений (см. фиг.1). In a first embodiment, the present solution comprises powdered inhibitor particles uniformly distributed within a matrix of a degradable polymer. Alternatively, if applicable (there is a liquid inhibitor and the ability to mix the solution with the polymer), a solution of the scale inhibitor can be mixed evenly with the polymer (see FIG. 1).
Частицы, полученные из указанной композитной смеси полимера и ингибиторов, могут иметь разную форму и пропорции (стержни, хлопья,
гранулы, ленты и т.д.). Форма частиц влияет на скорость поверхностной деградации полимера, а следовательно, и на скорость выхода реагента- ингибитора. Так, скорость поверхностной деградации полимера тем выше, чем выше удельная поверхность частиц. Следовательно, замеделнный выход реагента по сравнению с другими типами частиц будет обеспечивать гранулы. Таким образом, подбор форм гранул (удлиненная форма, цилиндры, пластины и т.д.) обеспечивает небольшую гибкость в обеспечении скорости выхода реагента. Particles obtained from the specified composite mixture of polymer and inhibitors may have different shapes and proportions (rods, flakes, granules, ribbons, etc.). The shape of the particles affects the rate of surface degradation of the polymer, and hence the rate of release of the inhibitor reagent. Thus, the surface degradation rate of a polymer is higher, the higher the specific surface area of the particles. Therefore, a delayed release of reagent compared to other types of particles will provide granules. Thus, the selection of the forms of the granules (elongated shape, cylinders, plates, etc.) provides little flexibility in ensuring the speed of exit of the reagent.
Если исходить из влияния на достижение другого технического результата, а именно на сохранение целостности проппантной упаковки, то форма присадки имеет вторичное значение по сравнению с размером гранул. Гранулы присадки с большим размером за счет большего гидродинамического радиуса обеспечивают скорость осаждения гранул в рабочей жидкости, подобную частицам проппанта. Это позволяет избежать расслоения суспензии по виду частиц (проппант и гранулы присадки). Присадка будет размещена равномерно по объему проппантной упаковки. If we proceed from the influence on the achievement of another technical result, namely, on maintaining the integrity of the proppant packaging, then the form of the additive is of secondary importance compared to the size of the granules. Larger-sized additive granules due to a larger hydrodynamic radius provide a pellet deposition rate in the working fluid similar to proppant particles. This avoids the separation of the suspension by the type of particles (proppant and additive granules). The additive will be placed evenly throughout the proppant pack.
Второй вариант осуществления Second Embodiment
Второй вариант осуществления представлен на фиг.2 и представляет собой расширение первого варианта осуществления. В частности, частицы первого варианта осуществления (разлагаемые частицы полимера с ингибитором, внедренным в матрицу полимера, являются покрытыми вторым полимером с пониженной скоростью деградации при тех же условиях). В этом случае выделение ингибитора из матрицы первого полимера не начнется, пока не произойдет разложение второго (внешнего) полимера. Таким образом, второй вариант осуществления обеспечивает дополнительный механизм задержки выделения ингибиторов. The second embodiment is shown in FIG. 2 and is an extension of the first embodiment. In particular, particles of the first embodiment (degradable polymer particles with an inhibitor embedded in the polymer matrix are coated with a second polymer with a reduced rate of degradation under the same conditions). In this case, the release of the inhibitor from the matrix of the first polymer does not begin until decomposition of the second (external) polymer occurs. Thus, the second embodiment provides an additional mechanism for delaying the release of inhibitors.
При этом твердая деградируемая полимерная матрица в частицах присадки остается нейтральной по отношению к химическому реагенту при температуре размягчения полимера твердой полимерной матрицы или при температуре полимеризации. Иными словами, полимерная матрица является только временным носителем реагента (ингибитора отложения неорганических или органических отложений).
0423 In this case, the solid degradable polymer matrix in the additive particles remains neutral with respect to the chemical reagent at the softening temperature of the polymer of the solid polymer matrix or at the polymerization temperature. In other words, the polymer matrix is only a temporary carrier of the reagent (an inhibitor of the deposition of inorganic or organic deposits). 0423
11 eleven
ПРИМЕР 1 EXAMPLE 1
Внедрение сухого порошкообразного вещества в полимерную матрицу. В качестве полимерных матриц были выбраны полимеры PBS (полибутелен сукцинат), PLA (полимолочная кислота), РНВ (полигидроксибутират) - из группы термопластичных полимеров, медленно деградирующих в водной среде при повышенных температурах. В качестве сухих веществ были выбраны безводный сульфат меди(П) с размером частиц 5-10 мкм в качестве индикатора растворения (деградации) полимерной матрицы, а также активный компонент присадки - ингибитор неорганических отложений (диэтилентриамин пентаметиленфосфоновая кислота или DTPMP - ингибитор солеотложения и коррозии). The incorporation of dry powder into the polymer matrix. The polymers PBS (polybutylene succinate), PLA (polylactic acid), and PHB (polyhydroxybutyrate) were selected from the group of thermoplastic polymers that slowly degrade in the aqueous medium at elevated temperatures. Anhydrous copper sulfate (P) with a particle size of 5-10 μm was chosen as solids as an indicator of the dissolution (degradation) of the polymer matrix, as well as the active component of the additive — an inorganic scale inhibitor (diethylene triamine pentamethylene phosphonic acid or DTPMP — scale inhibitor and corrosion inhibitor) .
Композитная полимерная (гранулированная) присадка была получена путем расплавления полимера (например, PBS, PLA или РНВ) при температуре немного выше температуры плавления выбранного полимера. Затем в расплав (матрицу) добавлялась навеска безводного сульфата меди(И) с ингибитором неорганических отложений DTPMP с одновременным перемешиванием. Массовое соотношение безводного сульфата меди и ингибитора составляло 1 :3, при этом функция безводного сульфата меди заключалась лишь в обеспечении спектрофотометрического способа измерения его концентрации как индикатора высвобождения порошковой добавки в водный раствор. Весовая концентрация ингибитора отложений в полимерной матрице составляла 15%. A composite polymer (granular) additive was obtained by melting a polymer (e.g., PBS, PLA, or PHB) at a temperature slightly above the melting point of the selected polymer. Then, a portion of anhydrous copper sulfate (I) was added to the melt (matrix) with an inorganic scale inhibitor DTPMP with simultaneous stirring. The mass ratio of anhydrous copper sulfate and inhibitor was 1: 3, while the function of anhydrous copper sulfate was only to provide a spectrophotometric method for measuring its concentration as an indicator of the release of a powder additive in an aqueous solution. The weight concentration of the scale inhibitor in the polymer matrix was 15%.
Затем этот полимерный расплав с сухими добавками (порошок ингибитора и порошок индикатора) выливали на тефлоновую подложку, охлаждали и разрезали на куски размером 0,5-2,5 мм (фиг.З). Then this polymer melt with dry additives (inhibitor powder and indicator powder) was poured onto a Teflon substrate, cooled and cut into pieces 0.5-2.5 mm in size (Fig. 3).
Полученные частицы присадки помещали в сосуды с деионизированной водой (в массовом соотношении 3:100) и термостатировали при 70°С (типичная температура в ряде скважин). The obtained additive particles were placed in vessels with deionized water (in a mass ratio of 3: 100) and thermostated at 70 ° C (typical temperature in a number of wells).
Концентрацию катионов меди (индикатор выхода реагента из полимерной матрицы в раствор) регистрировали на спектрофотометре. Зависимости концентрации ингибитора в воде (пересчитанной исходя из массового соотношения безводного сульфата меди и ингибитора 1 :3), а также степени высвобождения ингибитора из полимерной матрицы от времени показаны на
3 The concentration of copper cations (an indicator of the reagent yield from the polymer matrix into the solution) was recorded on a spectrophotometer. The dependences of the concentration of the inhibitor in water (recalculated based on the mass ratio of anhydrous copper sulfate and inhibitor 1: 3), as well as the degree of release of the inhibitor from the polymer matrix over time, are shown in 3
12 фиг.4. Оказалось, что полный выход химического реагента из полимерной матрицы зависит от природы выбранного полимера (полимерной матрицы). Так, для полимера PLA полный выход осуществляется за 10 суток, в то время как для полимерной матрицы из PBS и РНВ (замедленная деградация полимера) - за 30 суток. 12 figure 4. It turned out that the total yield of the chemical reagent from the polymer matrix depends on the nature of the selected polymer (polymer matrix). So, for PLA polymer, a full yield is achieved in 10 days, while for a polymer matrix of PBS and PHB (delayed polymer degradation) - in 30 days.
Использование любого другого полимера из группы термопластичных полимеров (например, акрилонитрилбутадиенстирол (АБС-пластик), акрил, полиамид, полиэтилен, полипропилен, полистерен, поливинил хлорид, полибензимидазол и т.д.) позволяет подобрать подходящее время деградации полимера в скважинной жидкости (вода и нефть в различных пропорциях) и скорость выхода химического агента. Также, использование другого ингибитора, в том числе и ингибитора органических отложений, приведет к таким же техническим результатам, поскольку выход химического агента в жидкость определяется скоростью деградации вмещающей полимерной матрицы. The use of any other polymer from the group of thermoplastic polymers (for example, acrylonitrile butadiene styrene (ABS plastic), acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole, etc.) allows you to choose the appropriate polymer degradation time in the well fluid (water and oil in various proportions) and the rate of release of the chemical agent. Also, the use of another inhibitor, including an inhibitor of organic deposits, will lead to the same technical results, since the yield of a chemical agent in a liquid is determined by the degradation rate of the host polymer matrix.
Данный пример демонстрирует, что внедренный в полимер реагент постепенно выходит в водный раствор по мере деградации полимера. Замедленный выход реагента из полимерной матрицы будет обеспечивать длительное ингибирование неорганических солей (или органических отложений), в зависимости от выбранного типа ингибитора. При этом композитные гранулы можно создавать на основе расплава полимера или с применением промышленных экструдеров полимеров. This example demonstrates that the reagent incorporated into the polymer gradually enters the aqueous solution as the polymer degrades. Slowed release of the reagent from the polymer matrix will provide long-term inhibition of inorganic salts (or organic deposits), depending on the type of inhibitor selected. In this case, composite granules can be created on the basis of a polymer melt or using industrial polymer extruders.
ПРИМЕР 2 EXAMPLE 2
Еще один пример внедрения сухого порошкообразного вещества в полимерную матрицу. В качестве полимерной матрицы была выбрана эпоксидная смола. В качестве отвердителя эпоксидной полимерной матрицы был выбран этилендиамин. Известно, что отвержденная эпоксидная смола обладает высокой термической стабильностью по сравнению с термопластиками. Соответственно, в этом случае можно рассчитывать на высокую длительность выхода действующего агента из этого полимера. Данный пример демонстрирует, что и концентрация отвердителя при отверждении смолы влияет на скорость выхода химического реагента из отвержденных гранул. Another example of the introduction of a dry powdery substance into a polymer matrix. An epoxy resin was chosen as the polymer matrix. Ethylene diamine was chosen as the hardener of the epoxy polymer matrix. It is known that cured epoxy resin has high thermal stability compared to thermoplastics. Accordingly, in this case, you can count on the high duration of the release of the active agent from this polymer. This example demonstrates that the concentration of the hardener during curing of the resin affects the rate of release of the chemical reagent from the cured granules.
Смолу, отвердитель, безводный сульфат меди(П) с размером частиц 5-10
T RU2015/000423 Resin, hardener, anhydrous copper sulfate (P) with a particle size of 5-10 T RU2015 / 000423
13 мкм, а также ингибитор органических отложений (полиэтилен в мелкодисперсной форме) замешивали при подогреве на водной бане (чтобы снизить вязкость смолы и облегчить перемешивание компонентов). Затем еще не отвердевший вязкий композит заливали в цилиндрическую форму с диаметром цилиндра 10 мм. Полимеризованной смоле давали затвердеть в течение 1-2 суток. Массовое соотношение безводного сульфата меди и ингибитора составляло 1 :3, при этом функция безводного сульфата меди заключалась лишь в обеспечении спектрофотометрического способа его детектирования (а следовательно, и указанного ингибитора) в водном растворе. Итоговая концентрация ингибитора в смоле была 16,5 весового процента. Отвердитель добавлялся в смолу как в недостатке (5 весовых процентов), так и в избытке (10 весовых процентов) - это влияет на прочность гранул композитной присадки и скорость деградации гранул в нефтесодержащей жидкости. 13 microns, as well as an inhibitor of organic deposits (polyethylene in finely divided form) were kneaded by heating in a water bath (to reduce the viscosity of the resin and facilitate mixing of the components). Then, the still not hardened viscous composite was poured into a cylindrical form with a cylinder diameter of 10 mm. The polymerized resin was allowed to solidify within 1-2 days. The mass ratio of anhydrous copper sulfate and inhibitor was 1: 3, while the function of anhydrous copper sulfate was only to provide a spectrophotometric method for its detection (and hence the indicated inhibitor) in an aqueous solution. The final concentration of inhibitor in the resin was 16.5 weight percent. Hardener was added to the resin both in deficiency (5 weight percent) and in excess (10 weight percent) - this affects the strength of the granules of the composite additive and the rate of degradation of the granules in the oily liquid.
Полученные стержни извлекали из форм и резали на части так, что конечный продукт имел форму цилиндров с высотой 0,5-10 мм и диаметром 1,0 мм (гранулы). The resulting rods were removed from the molds and cut into pieces so that the final product had the form of cylinders with a height of 0.5-10 mm and a diameter of 1.0 mm (granules).
Полученные гранулы присадки помещали в сосуды с водой, которые в свою очередь термостатировали при 70°С или при 95°С. The obtained additive granules were placed in vessels with water, which in turn were thermostated at 70 ° C or at 95 ° C.
Концентрацию катионов меди (результат высвобождения сульфата меди из гранул) регистрировали на спектрофотометре. Зависимости концентрации ингибитора в воде, пересчитанной исходя из массового соотношения безводного сульфата меди и ингибитора 1 :3, от времени для разных температур, как случаев для недостатка отвердителя, так и для избытка отвердителя, показаны на фиг.ба и 66. The concentration of copper cations (the result of the release of copper sulfate from the granules) was recorded on a spectrophotometer. The time dependences of the inhibitor concentration in water, calculated on the basis of the mass ratio of anhydrous copper sulfate and inhibitor 1: 3, for different temperatures, both cases for a hardener deficiency and for an excess of hardener, are shown in Fig. B and 66.
Из фиг.ба и 66 можно заключить, что концентрация отвердителя смолы также влияет на скорость выхода химического реагента из полимерной матрицы, причем повышение концентрации отвердителя ведет к уменьшению скорости выхода. From figa and 66 it can be concluded that the concentration of the hardener resin also affects the rate of exit of the chemical reagent from the polymer matrix, and increasing the concentration of the hardener leads to a decrease in the rate of exit.
Кроме того, можно заключить, что скорость выхода реагента из полимерной матрицы определяется температурой среды. Проведя линейные аппроксимации на фиг.ба и 66, было определено количество дней для полного выхода химического реагента из полимерной матрицы в зависимости от температуры
15 000423 In addition, we can conclude that the rate of release of the reagent from the polymer matrix is determined by the temperature of the medium. After linear approximations in Fig. B and 66, it was determined the number of days for the complete release of the chemical reagent from the polymer matrix depending on temperature 15 000423
14 воды. В частности, для температуры жидкости 95°С достигается полный выход реагента в течение 80 дней при недостатке отвердителя смолы, и около 200 дней при его избытке. Для температуры 70°С полный выход реагента достигается в течение около 200 дней при недостатке отвердителя, и более 1000 дней при его избытке. 14 water. In particular, for a liquid temperature of 95 ° C, a complete yield of the reagent is achieved within 80 days with a lack of resin hardener, and about 200 days with its excess. For a temperature of 70 ° C, the full yield of the reagent is achieved within about 200 days with a hardener deficiency, and more than 1000 days with an excess of it.
Принципиально аналогичный технический результат замедленного выхода химического агента будет достигаться при использовании ингибитора неорганических отложений (ингибитора солеобразования) в виде порошка. A fundamentally similar technical result of the delayed release of a chemical agent will be achieved using an inorganic scale inhibitor (salt formation inhibitor) in the form of a powder.
Данный пример демонстрирует, что эпоксидная смола высвобождает химический агент, который в ней замешан, причем скорость выхода этого реагента определяется концентрацией отвердителя в смоле и температурой. Медленный выход реагента из полимерной матрицы будет обеспечивать длительное предотвращение образования неорганических или органических отложений, в зависимости от природы выбранного реагента. This example demonstrates that the epoxy resin releases a chemical agent that is mixed in it, and the release rate of this reagent is determined by the concentration of the hardener in the resin and the temperature. The slow release of the reagent from the polymer matrix will provide long-term prevention of the formation of inorganic or organic deposits, depending on the nature of the selected reagent.
ПРИМЕР 3. Изготовление гранул присадки из термопластичного полимера методом экструзии EXAMPLE 3. Production of additive granules from a thermoplastic polymer by extrusion
Гранулы PLA (термопластичный полимер) с добавками были получены методом экструзии на одношнековом экструдере. Высушенные гранулы PLA в количестве 80 г смешивали с 5 г красителя Е1 10 «Сансет» и 15 г ингибитора неорганических отложений (соли этилендиамин тетрауксусной кислоты - ЭДТА) механическим перемешиванием в сухом виде. При этом краситель и ингибитор были тщательно перемешаны с гранулами полимера. Гранулы с порошком засыпали в бункер экструдера. Зона перемешивания нагревалась до 160°С, и далее производилась экструзия полимера с добавками через фильеру с диаметром отверстий 2 мм. В результате были получены гранулы с размером около 2 мм и содержащие 5% по массе красителя Е1 10 «Сансет» и 15% по массе ингибитора неорганических отложений (ЭДТА). Granules PLA (thermoplastic polymer) with additives were obtained by extrusion on a single screw extruder. Dried PLA granules in an amount of 80 g were mixed with 5 g of dye E1 10 "Sunset" and 15 g of an inorganic scale inhibitor (salts of ethylenediamine tetraacetic acid - EDTA) by dry mechanical stirring. In this case, the dye and inhibitor were thoroughly mixed with polymer granules. Granules with powder were poured into the hopper of the extruder. The mixing zone was heated to 160 ° C, and then the polymer was extruded with additives through a die with a hole diameter of 2 mm. The result was granules with a size of about 2 mm and containing 5% by weight of the dye E1 10 "Sunset" and 15% by weight of an inorganic scale inhibitor (EDTA).
Гранулы были помещены в воду, нагретую до температуры 40°С. При этом производилось измерение концентрации красителя, вышедшего из полимера в различные моменты времени (см. фиг.7). Согласно массовому соотношению ингибитора и красителя, 3: 1, определялось количество ингибитора, вышедшего вместе с индикатором из полимерной матрицы.
P T/RU2015/000423 The granules were placed in water heated to a temperature of 40 ° C. In this case, the concentration of the dye released from the polymer at various points in time was measured (see Fig. 7). According to the mass ratio of inhibitor and dye, 3: 1, the amount of inhibitor released together with the indicator from the polymer matrix was determined. PT / RU2015 / 000423
15 fifteen
Данный пример демонстрирует, что химический реагент, внедренный в разлагаемую полимерную матрицу из полимолочной кислоты, выходит из нее в течение приблизительно 10 месяцев при температуре 40°С, при этом материал самой полимерной матрицы деградирует со временем и превращается в низкомолекулярные продукты, растворимые в пластовой жидкости. This example demonstrates that a chemical reagent embedded in a degradable polymer matrix from polylactic acid leaves it for approximately 10 months at a temperature of 40 ° C, while the material of the polymer matrix itself degrades over time and turns into low molecular weight products that are soluble in the formation fluid .
Использование любого другого полимера из группы термопластичных полимеров (например, акрилонитрилбутадиенстирол, акрил, полиамид, полиэтилен, полипропилен, полистерен, поливинил хлорид, полибензимидазол и т.д.) позволяет подобрать подходящее время деградации полимера и скорость выхода химического агента. The use of any other polymer from the group of thermoplastic polymers (for example, acrylonitrile butadiene styrene, acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole, etc.) allows you to choose the appropriate polymer degradation time and the rate of release of the chemical agent.
ПРИМЕР 4. Изготовление гранул присадки по второму варианту осуществления EXAMPLE 4. The manufacture of additive granules according to the second variant implementation
Пример представляет собой возможность реализации второго варианта осуществления решения. В данном случае брали гранулы примера 3 и покрывали слоем эпоксидной смолы толщиной 30-40 мкм (см. фиг.8). Затем, после высушивания смолы, частицы помещали в сосуды с водой, которые с свою очередь термостатировали при 95°С. Температура 95°С была выбрана для ускорения выхода деградации гранул, чтобы в лабораторных условиях за короткий срок получить ощутимый результат. На фиг.9 показано сравнение степени выхода химического агента из частиц примера 3 (гранула без временного покрытия) и из частиц, покрытых слоем эпоксидной смолы. Можно заключить, что данное покрытие позволило уменьшить скорость выхода химического агента приблизительно в два раза. Подбор марки эпоксидной смолы, а также степени ее сшивки отвердителем позволит оптимизировать скорость выхода химического агента в соответствии с необходимыми требованиями. An example is the possibility of implementing the second embodiment of the solution. In this case, the granules of Example 3 were taken and coated with a layer of epoxy resin with a thickness of 30-40 μm (see Fig. 8). Then, after drying the resin, the particles were placed in vessels with water, which, in turn, were thermostated at 95 ° C. A temperature of 95 ° C was chosen to accelerate the output of degradation of the granules, so that in laboratory conditions for a short time to get a tangible result. Figure 9 shows a comparison of the yield of a chemical agent from the particles of Example 3 (granule without a temporary coating) and from particles coated with an epoxy resin layer. It can be concluded that this coating allowed us to reduce the yield of the chemical agent by about half. The selection of the brand of epoxy resin, as well as the degree of crosslinking by the hardener, will optimize the rate of release of the chemical agent in accordance with the necessary requirements.
В качестве покрытия гранул также можно использовать полимер, деградирующий в течение более длительного времени, чем полимерная матрица. В частности, это могут быть более термостойкие термопластичные полимеры (например, акрилонитрилбутадиенстирол, акрил, полиамид, полиэтилен, полипропилен, полистерен, поливинил хлорид, полибензимидазол и т.д.) или термореактивные полимеры (например, на основе фенолформальдегидных, полиэфирных, эпоксидных и карбамидных смол).
00423 As the coating of the granules, it is also possible to use a polymer that degrades for a longer time than the polymer matrix. In particular, they can be more heat-resistant thermoplastic polymers (for example, acrylonitrile butadiene styrene, acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole, etc.) or thermosetting polymers (for example, based on phenol-formaldehyde, polyester, epoxy and carbides pitches). 00423
16 16
ПРИМЕР 5. Подбор границ концентрации активного компонента EXAMPLE 5. Selection of the boundaries of the concentration of the active component
Данный пример определяет границы концентрации активного компонента в полимерной матрице. Типичная концентрация сухой добавки в жидкость гидроразрыва составляет около 2 процентов от массы жидкости гидроразрыва, закачанной в формацию. Стандартная работа по гидроразрыву пласта включает закачку около 2000 баррелей жидкости (320 тыс. литров), что позволяет закачивать в трещину около 6 тыс. кг сухой присадки (М). This example defines the boundaries of the concentration of the active component in the polymer matrix. A typical concentration of a dry additive in a fracturing fluid is about 2 percent of the mass of the fracturing fluid injected into the formation. Standard fracturing work involves the injection of about 2,000 barrels of fluid (320 thousand liters), which allows about 6 thousand kg of dry additive to be pumped into the fracture (M).
Определяли количество ингибитора, необходимое для обработки формации в течение по меньшей мере одного года (t). Принимали средний поток пластовой воды из скважины (Q) на уровне 500 баррелей в день. Обычно минимальная концентрация ингибитора (MIC), необходимая для эффективного предотвращения образования как неорганических, так и органических отложений, варьируется в интервале от 0,5 до 120 частей/млн. Таким образом, для предотвращения образования твердых отложений в течение года, всего понадобится ингибитора отложений в количестве m=MICxQxt=l 5-3000 кг. The amount of inhibitor required to process the formation for at least one year (t) was determined. Accepted average flow of produced water from the well (Q) at the level of 500 barrels per day. Typically, the minimum inhibitor concentration (MIC) necessary to effectively prevent the formation of both inorganic and organic deposits varies from 0.5 to 120 ppm. Thus, to prevent the formation of solid deposits during the year, all you need is a scale inhibitor in the amount of m = MICxQxt = l 5-3000 kg.
Таким образом, можно определить интервалы массовой концентрации ингибитора, помещенного в полимерную матрицу гранул: с=т/М=0,25-60%. Thus, it is possible to determine the intervals of the mass concentration of the inhibitor placed in the polymer matrix of granules: c = t / M = 0.25-60%.
Кроме того, верхняя граница концентрации ингибитора в полимерной матрице может быть определена тем, что гранулы, приготовленные по примеру 1 и примеру 3, теряют механическую прочность при массовой концентрации добавки выше 60%. In addition, the upper limit of the concentration of inhibitor in the polymer matrix can be determined by the fact that the granules prepared according to example 1 and example 3 lose their mechanical strength at a mass concentration of the additive above 60%.
Данный пример демонстрирует, что концентрация ингибитора в полимерной матрице находится в интервале от 0,25 до 60 массовых процентов. This example demonstrates that the concentration of inhibitor in the polymer matrix is in the range from 0.25 to 60 weight percent.
ПРИМЕР 6. Подбор рекомендуемых границ концентрации активного компонента EXAMPLE 6. Selection of recommended concentration limits of the active component
Согласно примеру 5 концентрация ингибитора в полимерной матрице находится в интервале от 0,25 до 60 массовых процентов. При этом для большинства подземных формаций для предотвращения отложения как неорганических, так и органических отложений, MIC варьируется в интервале от 0,5 до 40 ч./млн. Таким образом, желательные интервалы массовой концентрации ингибитора в полимерной матрице с=0,25-20%. According to example 5, the concentration of inhibitor in the polymer matrix is in the range from 0.25 to 60 weight percent. Moreover, for most underground formations, to prevent the deposition of both inorganic and organic deposits, MIC varies in the range from 0.5 to 40 ppm. Thus, the desired intervals of the mass concentration of the inhibitor in the polymer matrix with = 0.25-20%.
ПРИМЕР 7. Деградация полимерной матрицы и увеличение проводимости
00423 EXAMPLE 7. Degradation of a polymer matrix and an increase in conductivity 00423
17 проппантной пачки после выхода химического агента из полимерной матрицы17 proppant packs after the release of the chemical agent from the polymer matrix
В данном примере сравнивается гидравлическая проводимость проппантных пачек без добавок, а также с примешиванием полимерных частиц. Эксперименты по измерению проводимости проводили в соответствии со стандартом API 19D. Исследуемые образцы представляли собой чистый проппант CarboHSP 20/40, а также проппант CarboHSP 20/40 с добавкой гранул PLA с концентрацией 1% от массы проппанта. Образцы загружали в ячейку проводимости, обеспечивая поверхностную концентрацию 2 фунта на кв. фут. На полученные проппантные пачки подавали давление 5000 фунтов на кв. дюйм (psi), и затем ячейку проводимости нагревали до 121°С. На фиг.10 представлены полученные результаты гидравлической проводимости для чистого проппанта (без добавок/присадок), для проппантной пачки с добавкой/присадкой частиц (1% PLA частиц), а также для проппантной пачки после деградации полимерных частиц. Результаты свидетельствуют о том, что после деградации полимера проводимость оказывается близкой к проводимости чистой проппантной пачки. This example compares the hydraulic conductivity of proppant packs without additives, as well as the mixing of polymer particles. Conductivity experiments were performed in accordance with API 19D. The test samples were pure proppant CarboHSP 20/40, as well as proppant CarboHSP 20/40 with the addition of granules PLA with a concentration of 1% by weight of proppant. Samples were loaded into a conduction cell, providing a surface concentration of 2 psi. foot. The resulting proppant packs were pressurized at 5,000 psi. inch (psi), and then the conduction cell was heated to 121 ° C. Figure 10 presents the obtained results of hydraulic conductivity for pure proppant (without additives / additives), for proppant pack with additive / additive particles (1% PLA particles), as well as for proppant pack after degradation of polymer particles. The results indicate that after polymer degradation, the conductivity is close to the conductivity of a clean proppant pack.
Таким образом, данный пример демонстрирует, что после выхода химического агента и последующей деградации раскрываемых полимерных частиц, гидравлическая проницаемость проппантной пачки остается близкой к проводимости чистой проппантной пачки. Thus, this example demonstrates that after the release of the chemical agent and subsequent degradation of the disclosed polymer particles, the hydraulic permeability of the proppant pack remains close to the conductivity of a clean proppant pack.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше варианты и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.
Obviously, the embodiments described above should not be construed as limiting the scope of patent claims of the invention. For any person skilled in the art it is clear that there is the opportunity to make many changes to the above options and, without departing from the principles of the invention claimed in the claims.
Claims
1. Композитная присадка для обработки пласта в виде гранул, содержащая твердую полимерную матрицу и химический реагент для предотвращения или снижения осаждения неорганических отложений, при этом твердая полимерная матрица деградирует в скважинных условиях, высвобождая указанный химический реагент. 1. A composite additive for treating a formation in the form of granules containing a solid polymer matrix and a chemical reagent to prevent or reduce the deposition of inorganic deposits, while the solid polymer matrix degrades under borehole conditions, releasing the specified chemical reagent.
2. Присадка по п.1 , в которой содержание химического реагента составляет по массе присадки от примерно 0,25 масс.% до примерно 60,0 масс.%, преимущественно от примерно 0,25 масс.% до примерно 20,0 масс.%. 2. The additive according to claim 1, in which the content of the chemical reagent is by weight of the additive from about 0.25 wt.% To about 60.0 wt.%, Mainly from about 0.25 wt.% To about 20.0 wt. %
3. Присадка по п.1 , в которой размер композитной присадки выбирают от 3. The additive according to claim 1, in which the size of the composite additive is selected from
0,2 мм до 4,0 мм, в большинстве случаев от 0,5 мм до 1 ,0 мм. 0.2 mm to 4.0 mm, in most cases from 0.5 mm to 1.0 mm.
4. Присадка по п.1 , в которой твердая полимерная матрица содержит разлагаемый водой полимер или растворимый в воде полимер. 4. The additive according to claim 1, in which the solid polymer matrix contains a water-degradable polymer or a water-soluble polymer.
5. Присадка по п.1 , в которой твердая полимерная матрица содержит полимер, выбранный из группы, включающей полибутилен сукцинат, полимолочную кислоту, полигидроксилбутират, акрилонитрилбутадиенстирол, акрил, полиамид, полистерен, полибензимидазол и их смеси. 5. The additive according to claim 1, in which the solid polymer matrix contains a polymer selected from the group consisting of polybutylene succinate, polylactic acid, polyhydroxybutyrate, acrylonitrile butadiene styrene, acrylic, polyamide, polystyrene, polybenzimidazole and mixtures thereof.
6. Присадка по п.1, в которой твердая полимерная матрица содержит полимер, выбранный из группы термореактивных полимеров, в частности, на основе фенолформальдегидных, полиэфирных, эпоксидных и карбамидных смол. 6. The additive according to claim 1, in which the solid polymer matrix contains a polymer selected from the group of thermosetting polymers, in particular, based on phenol-formaldehyde, polyester, epoxy and urea resins.
7. Присадка по п.1 или 6, в которой твердая полимерная матрица остается нейтральной по отношению к химическому реагенту при температуре размягчения полимера твердой полимерной матрицы или при температуре полимеризации . 7. The additive according to claim 1 or 6, in which the solid polymer matrix remains neutral with respect to the chemical reagent at the softening temperature of the polymer of the solid polymer matrix or at the polymerization temperature.
8. Присадка по пп.1 и 7, в которой химический реагент для предотвращения или снижения неорганических отложений выбран из группы хелатирующих агентов, включающей калий, натрий, аммониевые соли этилендиамин тетрауксусной, лимонной или винной кислоты; или из органических фосфорсодержащих соединений, например, ОМТНР, DETPMP, НМТРМР, HMDP, EDTMPA, NTP, HEDP, ЕАВМРА, ЕАВМРА, НРАА; или из полимеров и сополимеров аспарагиновой, акриловой, метакриловой кислот, их производных и комбинаций.
8. The additive according to claims 1 and 7, in which the chemical reagent for preventing or reducing inorganic deposits is selected from the group of chelating agents, including potassium, sodium, ammonium salts of ethylenediamine tetraacetic, citric or tartaric acid; or from organic phosphorus-containing compounds, for example OMTNR, DETPMP, NMTRMP, HMDP, EDTMPA, NTP, HEDP, EAVMRA, EAVMRA, NRAA; or from polymers and copolymers of aspartic, acrylic, methacrylic acids, their derivatives and combinations.
9. Присадка по п.1 , в которой химический реагент выбран в дисперсной форме, например, в виде порошка или пасты. 9. The additive according to claim 1, in which the chemical reagent is selected in dispersed form, for example, in the form of a powder or paste.
10. Присадка по п.1, которая дополнительно имеет покрытие, представляющее собой пленкообразующий полимер, обладающий меньшей скоростью деградации, чем полимерная матрица. 10. The additive according to claim 1, which further has a coating, which is a film-forming polymer having a lower degradation rate than the polymer matrix.
1 1. Присадка по п.П, в которой пленкообразующий полимер выбран из группы, включающей разлагаемые полимеры, такие как сложные полиэфиры, например, полимолочная кислота, а также поливиниловый спирт, нейлон, полиэтилентерефталат, их комбинации или производные. 1 1. The additive according to claim P, wherein the film-forming polymer is selected from the group consisting of degradable polymers, such as polyesters, for example polylactic acid, as well as polyvinyl alcohol, nylon, polyethylene terephthalate, combinations thereof or derivatives.
12. Присадка по п.1 , отличающаяся тем, что она получена экструзией. 12. The additive according to claim 1, characterized in that it is obtained by extrusion.
13. Композитная присадка для обработки пласта в виде гранул, содержащая твердую полимерную матрицу и химический реагент для предотвращения или снижения органических отложений, при этом твердая полимерная матрица деградирует в скважинных условиях, высвобождая указанный химический реагент. 13. A composite additive for treating the formation in the form of granules containing a solid polymer matrix and a chemical reagent to prevent or reduce organic deposits, while the solid polymer matrix degrades in the borehole conditions, releasing the specified chemical reagent.
14. Присадка по п.13, в которой содержание химического реагента составляет по массе присадки от примерно 0,25 масс.% до примерно 60,0 масс.%, преимущественно от примерно 0,25 масс.% до примерно 20,0 масс.%. 14. The additive according to item 13, in which the content of the chemical reagent is by weight of the additive from about 0.25 wt.% To about 60.0 wt.%, Mainly from about 0.25 wt.% To about 20.0 wt. %
15. Присадка по п.13, в которой размер композитной присадки выбирают от примерно 0,2 мм до примерно 4,0 мм, в большинстве случаев от примерно 0,5 мм до примерно 1 ,0 мм. 15. The additive according to item 13, in which the size of the composite additive is selected from about 0.2 mm to about 4.0 mm, in most cases from about 0.5 mm to about 1.0 mm.
16. Присадка по п.13, в которой твердая полимерная матрица содержит разлагаемый в нефти или растворимый нефтью полимер. 16. The additive according to item 13, in which the solid polymer matrix contains a degradable in oil or oil soluble polymer.
17. Присадка по п.13, в которой твердая полимерная матрица содержит полимер, выбранный из группы, включающей полигидроксилбутират, акрилонитрилбутадиенстирол, акрил, полиамид, полиэтилен, полипропилен, полистерен, поливинил хлорид, полибензимидазол и их смеси. 17. The additive according to item 13, in which the solid polymer matrix contains a polymer selected from the group comprising polyhydroxyl butyrate, acrylonitrile butadiene styrene, acrylic, polyamide, polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polybenzimidazole and mixtures thereof.
18. Присадка по п.13, в которой твердая полимерная матрица содержит полимер, выбранный из группы термореактивных полимеров, например, на основе фенолформальдегидных, полиэфирных, эпоксидных и карбамидных смол. 18. The additive according to item 13, in which the solid polymer matrix contains a polymer selected from the group of thermosetting polymers, for example, based on phenol-formaldehyde, polyester, epoxy and urea resins.
19. Присадка по п.13 или 18, в которой твердая полимерная матрица остается по существу нейтральной по отношению к химическому реагенту при
температуре размягчения полимера твердой полимерной матрицы или при температуре полимеризации. 19. The additive according to item 13 or 18, in which the solid polymer matrix remains essentially neutral with respect to the chemical reagent when the softening temperature of the polymer of the solid polymer matrix or at the polymerization temperature.
20. Присадка по п.13, в которой химический реагент для предотвращения или снижения органических отложений представляет собой ингибитор образования твердых парафинов и/или асфальтенов. 20. The additive according to item 13, in which the chemical reagent for preventing or reducing organic deposits is an inhibitor of the formation of solid paraffins and / or asphaltenes.
21. Присадка по п.13 или 20, в которой химический реагент для предотвращения или снижения органических отложений выбран из группы, включающей олефин/малеиновые эфиры, олефин/малеиновые амиды, этиленвинилацетаты, модифицированные этиленвинил ацетаты, алкил фенольные смолы, алкилакрилаты, алкилфенол-формальдегидные смолы, амины алкилфенол формальдегидных смол, полиалкильные ангидриды, малеиновый ангидрид альфа-олефиновых полиэфиров, сложные эфиры полиакрилатов, их производные и комбинации. 21. The additive according to item 13 or 20, in which the chemical agent for preventing or reducing organic deposits is selected from the group consisting of olefin / maleic esters, olefin / maleic amides, ethylene vinyl acetate, modified ethylene vinyl acetates, alkyl phenolic resins, alkyl acrylates, alkyl phenol-formaldehyde resins, amines alkylphenol formaldehyde resins, polyalkyl anhydrides, maleic anhydride of alpha-olefin polyesters, esters of polyacrylates, their derivatives and combinations.
22. Присадка по п.13, в которой химический реагент выбран в виде порошка или пасты. 22. The additive according to item 13, in which the chemical reagent is selected in the form of a powder or paste.
23. Присадка по п.13, которая дополнительно имеет покрытие, представляющее собой пленкообразующий полимер и обладающее меньшей скоростью деградации, чем твердая полимерная матрица. 23. The additive according to item 13, which further has a coating representing a film-forming polymer and having a lower degradation rate than a solid polymer matrix.
24. Присадка по п.23, в которой пленкообразующий полимер выбран из группы, включающей деградирующие полимеры, такие как сложные полиэфиры, например, полимолочная кислота, а также поливиниловый спирт, нейлон, полиэтилентерефталат, их комбинации или производные. 24. The additive according to item 23, in which the film-forming polymer is selected from the group comprising degrading polymers, such as polyesters, for example polylactic acid, as well as polyvinyl alcohol, nylon, polyethylene terephthalate, combinations thereof or derivatives.
25. Присадка по п.13, полученная экструзией. 25. The additive according to item 13, obtained by extrusion.
26. Способ обработки пласта, включающий введение в скважину композитной присадки для ингибирования неорганических отложений по пп.1- 26. A method of treating a formation, comprising introducing into the well a composite additive for inhibiting inorganic deposits according to claims 1-
12 или композитной присадки для ингибирования органических отложений по пп.13-25.
12 or a composite additive for inhibiting organic deposits according to claims 13-25.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/RU2015/000423 WO2017007362A1 (en) | 2015-07-07 | 2015-07-07 | Composite additive for hydraulic fracturing of a formation with reagents for inhibiting sediments (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/RU2015/000423 WO2017007362A1 (en) | 2015-07-07 | 2015-07-07 | Composite additive for hydraulic fracturing of a formation with reagents for inhibiting sediments (variants) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
WO2017007362A1 true WO2017007362A1 (en) | 2017-01-12 |
Family
ID=57685501
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PCT/RU2015/000423 WO2017007362A1 (en) | 2015-07-07 | 2015-07-07 | Composite additive for hydraulic fracturing of a formation with reagents for inhibiting sediments (variants) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
WO (1) | WO2017007362A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113403048A (en) * | 2021-06-19 | 2021-09-17 | 甘肃中科聚合石油科技有限公司 | Novel super-elastic nano-micron deep profile control and water shutoff material and preparation method thereof |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1985002408A1 (en) * | 1983-11-25 | 1985-06-06 | Exxon Research & Engineering Company | Polymer article of manufacture |
EP0224346A2 (en) * | 1985-11-21 | 1987-06-03 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment in subterranean formations |
WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
US20110127039A1 (en) * | 2007-07-27 | 2011-06-02 | Garcia-Lopez De Victoria Marieliz | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
WO2012036862A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Services Petroliers Schlumberger | Mechanisms for treating subterranean formations with embedded additives |
-
2015
- 2015-07-07 WO PCT/RU2015/000423 patent/WO2017007362A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1985002408A1 (en) * | 1983-11-25 | 1985-06-06 | Exxon Research & Engineering Company | Polymer article of manufacture |
EP0224346A2 (en) * | 1985-11-21 | 1987-06-03 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment in subterranean formations |
WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
US20110127039A1 (en) * | 2007-07-27 | 2011-06-02 | Garcia-Lopez De Victoria Marieliz | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
WO2012036862A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Services Petroliers Schlumberger | Mechanisms for treating subterranean formations with embedded additives |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113403048A (en) * | 2021-06-19 | 2021-09-17 | 甘肃中科聚合石油科技有限公司 | Novel super-elastic nano-micron deep profile control and water shutoff material and preparation method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2404359C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) | |
US7228904B2 (en) | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well | |
US9670764B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
US8490700B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
CA2767427C (en) | Degradable diverting agents and associated methods | |
RU2451710C2 (en) | Proppants with soluble composite coatings | |
US20050028976A1 (en) | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates | |
US20180155597A1 (en) | Controlled release system for the release of oil field chemicals and use of the system for reservoir treatment and monitoring | |
US8479816B2 (en) | Method of improving the conductivity of a fracture in the space between proppant pillars | |
US20050130848A1 (en) | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well | |
WO2009078745A1 (en) | Proppant flowback control using encapsulated adhesive materials | |
US20140262262A1 (en) | Compositions and Methods for the Controlled Release of Active Ingredients | |
EP3286278B1 (en) | Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same | |
RU2678250C2 (en) | Compositions and methods for increasing fracture conductivity | |
CN103362489A (en) | Method used for stratum hydraulic fracture | |
WO2017007362A1 (en) | Composite additive for hydraulic fracturing of a formation with reagents for inhibiting sediments (variants) | |
US20190177604A1 (en) | Degradable thermosetting compositions for enhanced well production | |
AU2018441598B2 (en) | Multi-functional diverter particulates | |
US10611953B2 (en) | Controlled release of well treatment agents into oil wells | |
US20170174976A1 (en) | Compositions and methods for treating a subterranean formation | |
Osipov et al. | Optimization Injecting of High Soluble Glass with Water-Soluble Polymer Technologies |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 15897824 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 15897824 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |