[go: up one dir, main page]

RU2681326C1 - Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя - Google Patents

Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя Download PDF

Info

Publication number
RU2681326C1
RU2681326C1 RU2016123140A RU2016123140A RU2681326C1 RU 2681326 C1 RU2681326 C1 RU 2681326C1 RU 2016123140 A RU2016123140 A RU 2016123140A RU 2016123140 A RU2016123140 A RU 2016123140A RU 2681326 C1 RU2681326 C1 RU 2681326C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
vitamin
ylide
water
fluid
produced
Prior art date
Application number
RU2016123140A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016123140A (ru
Inventor
Брэндон Марк ВИТТУР
Чарлз Дейвид АРМСТРОНГ
Маршалл Г. ОЛТ
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2016123140A publication Critical patent/RU2016123140A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2681326C1 publication Critical patent/RU2681326C1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
    • B09C1/002—Reclamation of contaminated soil involving in-situ ground water treatment
    • 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
    • B09C1/08—Reclamation of contaminated soil chemically
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/50—Treatment of water, waste water, or sewage by addition or application of a germicide or by oligodynamic treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
    • C02F1/54—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities using organic material
    • C02F1/56—Macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C2101/00—In situ
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/30—Organic compounds
    • C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/06—Contaminated groundwater or leachate
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Soil Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, где указанный флюид содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает: снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или витамина В1 и илида, с получением флюида с пониженной вязкостью, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении в этот флюид серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, где флюидом со сниженной вязкостью является добываемая или возвратная вода. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, включающий добавление витамина В1, илида или витамина В1 и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или витамина В1 и илида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или витамин В1 и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва, снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или витамина В1 и илида, извлечение добываемой или возвратной воды из скважины, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе добываемой или возвратной воды при добавлении в добываемую или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, добавление второго полимерного загустителя в добываемую или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки добываемой или возвратной воды. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 пр.

Description

Область настоящего изобретения
В заявке предлагается способ обработки добываемой воды или возвратной воды с использованием серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя на основе витамина В1.
Предпосылки создания настоящего изобретения
Вода, получаемая в ходе операций по обработке скважины, включая операции интенсификации, предназначенные для улучшения извлечения углеводородов из подземных пластов, часто содержит значительные концентрации загрязняющих веществ.
Стандартной операцией интенсификации добычи является гидроразрыв, при этом в подземных пластах образуются трещины и распространяются от ствола скважины до горной породы. За счет указанной операции можно повысить скорость добычи флюидов из пласта. Проектирование обработки обычно включает применение флюида для достижения максимальной вязкости при его вводе в трещины, чтобы обеспечить транспортировку расклинивающего агента в пласт. Для обеспечения требуемой вязкости во флюид часто добавляют полимерные загустители. Расклинивающий агент остается в образовавшейся трещине, предотвращая полное закрытие трещины, и создавая транспортный канал, простирающийся от ствола скважины до обработанного пласта. После того, как флюид с высокой вязкостью доставит расклинивающий агент в пласт, разжижители снижают вязкость флюида.
Обычно в ходе операции интенсификации используют большое количество воды. Например, при проведении гидроразрыва пласта воду закачивают в разрывы при давлении более 3000 фунтов/кв. дюйм, при этом расход воды составляет более 85 галлонов/мин. Для эксплуатации горизонтальной скважины с протяженностью бокового ствола 4500 футов может потребоваться приблизительно от 4 до 5 млн. галлонов воды.
Помимо того, что разжижители способствуют отложению расклинивающего агента в трещине, они также ускоряют обратный поток флюида в скважину. Флюид, который возвращается на поверхность после операции гидроразрыва, представляет собой возвратную воду или добываемую воду. Кроме природной минерализации воды в пласте пресная вода, закачиваемая в скважину в ходе операции гидроразрыва, растворяет соли, присутствующие в пласте, что приводит к тому, что извлекаемая вода характеризуется очень высоким уровнем минерализации. Таким образом, возвратная вода обычно характеризуется высокой минерализацией и высоким содержанием растворенных твердых веществ, а также часто содержит те же реагенты, которые закачивали в скважину. Кроме того, возвратная вода содержит загрязняющие вещества, содержащиеся в воде, присутствующей в горной породе. Для осуществления обратного потока флюидов из скважины требуется большое количество воды. В некоторых случаях объем воды может составлять более 40000 баррелей (барр.).
В ходе операции по обработке скважины происходит превращение возвратной воды в добываемую воду. Добываемая вода содержит глину, загрязняющие вещества, металлы, реагенты и даже дизельное топливо, которое можно добавлять в ходе указанной операции. После извлечения возвратных флюидов можно извлечь дополнительно от 10000 до 30000 барр. добываемой воды в течение периода до двух лет. Момент, когда возвратная вода превращается в добываемую воду, трудно определить, однако эти типы воды можно различить, сравнивая химический состав возвратной воды и природной воды, присутствующей в пласте.
Повышенное внимание к минимизации риска негативного влияния на окружающую среду при использовании химических реагентов привело к разработке альтернативных разжижителей для использования в высокотемпературных флюидах. Несмотря на то, что ферменты применялись на протяжении множества лет, их применение часто ограничено из-за полимерной специфичности и термостабильности. Разжижители, полученные из природных источников, характеризующиеся каталитической полимер-деградирующей активностью, описаны в заявке US 13/570485 (поданной 9 августа 2012). Указанные соединения обладают каталитической активностью, являются возобновляемыми биодергадируемыми и полимер-неспецифичными соединениями, при этом для таких разжижителей нет ограничений, связанных с термической денатурацией, характерной для ферментных разжижителей, и таким образом их можно использовать в более широком интервале температур. Такие разжижители включают витамин В1, который в настоящее время применяется для использования в рециркулирующей возвратной воде и добываемой воде.
Следует понимать, что представленное выше обсуждение дано только для иллюстрации настоящего изобретения и не ограничивает объем и объекты прилагаемых пунктов формулы изобретения или объем любой родственной заявки или патента. Таким образом, ни один их прилагаемых пунктов формулы изобретения или пунктов любой родственной заявки или патента не ограничивается представленным выше обсуждением, или эти пункты нельзя истолковать таким образом, чтобы отнести, включить или исключить каждый или любой из указанных выше признаков или недостатков только за счет их упоминания в настоящем описании.
Краткое описание настоящего изобретения
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ, в котором добываемую воду или возвратную воду из подземного пласта сначала смешивают с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом. Добываемая вода или возвратная вода содержит остаточный полимер, используемый в операции по обработке скважины, или его фрагменты, включая частично деградированный полимер или полностью деградированный полимер. Добываемая вода или возвратная вода дополнительно содержит разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид. Разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, можно дезактивировать с использованием серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента. Рециркуляционную воду, содержащую дезактивированный витамин В1 и/или илид, можно повторно подавать в подземный пласт.
В другом варианте предлагается способ обработки флюида после гидроразрыва подземного пласта. Способ включает снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в составе флюида с использованием разжижителя, содержащего витамин В1 или илид. Витамин В1 или илид в полученном флюиде после снижения вязкости можно дезактивировать при добавлении серо- или фософорсодержащего нуклеофильного агента.
В еще одном варианте предлагается способ обработки добываемой или возвратной воды, включающей остаточный полимерный загуститель, причем указанный способ включает добавление витамина В1 и/или илида в качестве разжижителя в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости остаточного полимерного загустителя. Затем серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент добавляют в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1 и/или илида.
В одном варианте предлагается способ гидроразрыва подземного пласта, где флюид для обработки скважины, включающий полимерный загуститель и витамин В1 и/или илид, закачивают в пласт и инициируют или вызывают разрыв. Затем вязкость флюида для обработки скважины можно снизить за счет взаимодействия витамина В1 с полимерным загустителем. Затем добываемую воду или возвратную воду извлекают из скважины и обрабатывают фосфор- или серосодержащим нуклеофильным агентом для дезактивации витамина В1 и/или илида. Добываемую воду или возвратную воду можно повторно закачивать в скважину. В одном варианте осуществления изобретения рециркуляционная вода может содержать загуститель.
В другом варианте предлагается способ обработки воды, получаемой в ходе операции по обработке скважины, при этом добываемая вода содержит: (i) остаточный полимерный загуститель, который может подвергаться частичной или полной деградации, и (ii) разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид. Серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент закачивают в скважину, и дезактивируют разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид.
В еще одном варианте предлагается способ обработки подземного резервуара, через который проходит подземный пласт, при этом в резервуар сначала закачивают флюид для обработки, включающий полимерный загуститель и витамин В1 и/или илид в качестве разжижителя. Вязкость флюида для обработки снижают за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1 и/или илида. Затем в подземный резервуар закачивают серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент. Витамин В1 и/или илид дезактивируют в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента.
Соответственно, настоящее изобретение включает признаки и преимущества, которые обеспечивают обработку добываемой или возвратной воды, а также рециркуляцию добываемой воды или возвратной воды. Характеристики и преимущества настоящего изобретения, как описано выше, и дополнительные признаки и достоинства становятся более очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения следующего подробного описания различных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения
Следует понимать, что настоящее описание не ограничивает пункты формулы настоящего изобретения и пункты в любого другого патента. И наоборот, предполагается, что все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты включены в объем и сущность формулы настоящего изобретения. Существует возможность множества изменений конкретных вариантов и деталей, описанных в данном контексте, не выходя за пределы объема и сущности настоящего изобретения.
Определенные термины использованы в данном контексте и в прилагаемых пунктах формулы изобретения для описания конкретных компонентов. Для специалиста представляется очевидным, что различные субъекты могут ссылаться на компонент с использованием различных названий. В этом документе не предполагается различать компоненты, которые отличаются по своему названию, но не отличаются по своей функции. А также термины "включающий" и "содержащий в своем составе" использованы в данном контексте и в пунктах формулы изобретения в неограничивающей форме, и таким образом, означают "включающий, но не ограничиваясь только…" Более того, ссылка в данном контексте или пункте формулы изобретения на компоненты или аспекты в единственном числе не обязательно ограничивает настоящее описание или прилагаемые пункты формулы изобретения только одним таким компонентом или аспектом, а такую ссылку следует интерпретировать в общем виде, то есть имеется в виду один или более компонент или аспект в соответствии с пригодностью или необходимостью в каждом конкретном случае.
В способе, описанном в данном контексте, флюид для обработки скважины, включающий разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, обрабатывают серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом. Серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент дезактивирует разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид.
Способ, описанный в данном контексте, можно использовать для обработки добываемой воды или возвратной воды из подземного резервуара, содержащей разжижитель, включающий витамин В1. Витамин В1 содержит функциональную илид-группу. В качестве разжижителя, дополнительно или вместо витамина В1, можно также использовать другие соединения, содержащие функциональную илид-группу. После дезактивации витамина В1 и/или илида добываемую или возвратную воду можно использовать в рециркуляционной системе для последующей операции по обработке скважины.
Подземный резервуар предпочтительно представляет собой газоносную скважину, нефтеносную скважину или геотермальную скважину.
Витамин В1 или илид может представлять собой компонент флюида для обработки скважины, такого как флюид для гидроразрыва пласта. Флюид для обработки скважины может дополнительно содержать полимерный загуститель. Если флюид для обработки скважины представляет собой флюид для гидроразрыва пласта, то флюид закачивают в резервуар под давлением, достаточным для инициации или формирования трещин в резервуаре.
В предпочтительном варианте значение рН флюида для обработки скважины, который включает разжижитель, содержащий витамин В1, может составлять от приблизительно 5,5 до приблизительно 6,0.
В скважинных условиях in-situ разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, снижает вязкость флюида за счет разрушения или деградации полимерного загустителя. В некоторых случаях полимерный загуститель подвергается частичной деградации при взаимодействии с витамином В1, соединением, содержащим функциональную илид-группу, или обоими указанными соединениями. В других случаях полимерный загуститель повергается полной деградации при взаимодействии с витамином В1 и/или илидом.
Пригодные илиды включают фосфонийилиды (например, соединения формулы Р, сульфонийилиды, сульфоксонийилиды, оксонийилиды, азотсодержащие илиды, такие как азометинилиды, и галогенонийилиды, например, соединения, полученные из аллилгалогенидов и металлкарбеноидов. В предпочтительном варианте указанные илиды содержат С1-С8алкильные группы, С6-С14арильные группы или замещенные алкильные или арильные группы.
Пригодные карбонилилиды включают соединения формулы (изображается в виде кратной связи в их резонансной "иленовой" структуре) R1R2C=O+C-R3R4, пригодные азометинилиды включают соединения формулы R1R2C=NR5+C-R3R4, пригодными оксонийилидами являются соединения формулы R1R2C-O+C-R3R4, пригодными фософонийилидами являются соединения формулы R1R2R3Р+С-R4R5, где R1, R2, R3, R4 и R5 предпочтительно обозначают водород, C1-С8алкильную группу или замещенную алкильную группу или С6-С14арильную группу или замещенную арильную группу.
Витамин В1 и разжижители, содержащие илидную функциональную группу, относятся к биодеградируемым нетоксичным и биосовместимым разжижителям, и их можно получать из возобновляемых ресурсов. Разжижитель эффективно гидролизует полимерные загустители в составе вязких флюидов при повышенных температурах, например, при температуре выше 75°F, обычно при значении рН в диапазоне приблизительно от 8,0 до приблизительно 12,0, при этом максимальная активность наблюдается при рН в диапазоне приблизительно от 10,0 до приблизительно 11,5. Разжижитель гидролизует полимерный загуститель при температуре выше 225°F, а также выше 300°F.
Добываемая вода или возвратная вода на выходе из скважины может содержать разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, а также частично или полностью деградированный полимерный загуститель. Добываемая вода или возвратная вода на выходе из скважины может дополнительно содержать остаточный недеградированный полимерный загуститель. Затем в добываемую воду или возвратную воду можно добавить нуклеофильный агент. Нуклеофильный агент дезактивирует разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид.
Термин "добываемая вода", использованный в данном контексте, обозначает воду, которую извлекают при добыче нефти или газа из пласта, и включает слой природной воды или пластовую воду, которая расположена ниже слоя углеводородов, а также любую дополнительную воду, которую закачивают в резервуар для достижения максимального извлечения углеводородов при выдавливании углеводородов на поверхность.
Термин "возвратная вода" обозначает воду с высоким уровнем минерализации и высоким общим содержанием растворенных твердых веществ (ОСРТ). Указанная вода содержит также химические реагенты для гидроразрыва пласта, которые были закачены в скважину, наряду с любыми специфическими примесями, присутствующими в пластовой воде ниже залегающей горной породы. Возвратная вода обычно содержит глину, примеси, металлы, реагенты и даже дизельное топливо. Возвратная вода может содержать приблизительно от 15 до приблизительно 40 об.% флюида, который закачивали в скважину и который извлекается в течение длительного времени после завершения гидроразрыва. Кроме того она включает добываемую воду и любую пресную воду, закачиваемую в скважину, в которой растворяются соли, присутствующие в пласте. Эти соли вносят вклад в высокую минерализацию извлекаемой воды. В добываемой или возвратной воде дополнительно могут присутствовать растворенные углеводороды, а также минералы, присутствующие в пласте (включая барий, кальций, железо, магний и серу).
В одном варианте осуществления изобретения добываемую воду или возвратную воду можно обработать витамином В1 и/или илидом после извлечения из скважины для снижения вязкости флюида. Затем во флюид можно добавить серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент для дезактивации витамина В1 и/или илида. В одном из вариантов нуклеофильный агент и витамин В1 и/или илид можно добавлять в добываемую воду или возвратную воду одновременно.
Время реакции дезактивации витамина В1 или илида или обоих витамина В1 и илида в присутствии нуклеофильного агента может зависеть от величины рН, молярного соотношения нуклеофильного агента и витамина В1 и/или илида, а также температуры. В одном варианте при комнатной температуре время реакции может составлять вплоть до 24 ч.
Способ, описанный в данном контексте, эффективен, прежде всего, при осуществлении операций гидроразрыва пласта. В одном варианте полимерный загуститель можно добавлять в добываемую воду или возвратную воду после дезактивации разжижителя с использованием серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента. Затем полученный флюид можно закачивать в пласт в качестве флюида для гидроразрыва.
Таким образом, операцию по гидроразрыву пласта можно сначала осуществлять при закачивании в пласт (первого) флюида, который включает разжижитель, содержащий витамин В1, илид или оба компонента: разжижитель, содержащий витамин В1 и илид, а также полимерный загуститель. После инициации или осуществления гидроразрыва пласта из скважины можно извлечь добываемую или возвратную воду, содержащую витамин В1 и/или илид, а также частично деградированный, полностью деградированный или недеградированный полимерный загуститель. Затем во флюид можно добавить нуклеофильный агент для дезактивации разжижителя, содержащего витамин В1 и/или илид. Затем добываемую или возвратную воду можно рециркулировать в пласт, добавляя во флюид полимерный загуститель, при этом получают (второй) флюид для гидроразрыва. Полимерные загустители в составе первого и второго флюидов могут быть одинаковыми или различными. Второй флюид для гидроразрыва может дополнительно содержать разжижитель, такой как витамин В1, илид или ферментный или окислительный разжижитель. Можно также использовать комбинацию указанных разжижителей.
Нуклеофильный агент предпочтительно содержит по крайней мере одну неподеленную пару электронов и предпочтительно представляет собой серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент. Нуклеофильный агент может представлять собой органическое или неорганическое соединение. В предпочтительном варианте нуклеофильный агент представляет собой сульфит или бисульфит, такой как сульфит натрия, бисульфит металла или бисульфит калия. Другие предпочтительные нуклеофильные агенты включают фосфиты, фосфаты, амины (первичные и вторичные), спирты и гидроксиды. В одном варианте нуклеофильный агент представляет собой цистеин или тиол.
В предпочтительном варианте молярное соотношение нуклеофильного агента и разжижителя составляет приблизительно от 250:1 до приблизительно 750:1, предпочтительно приблизительно 500:1, хотя указанные соединения можно использовать в молярном соотношении всего лишь 1:1.
Нуклеофильный агент можно растворять в таком растворителе, как вода, солевой раствор или спирты. Значение рН раствора, содержащего нуклеофильный агент, предпочтительно находится в диапазоне приблизительно от 3,9 до приблизительно 5,2.
Применение рециркуляционной воды на основе добываемой воды в той же мере, что и рециркуляционной воды на основе возвратной воды, является предпочтительным при обработке пластов в том случае, когда утилизация добываемой или возвратной воды представляет проблему или отрицательно влияет на окружающую среду.
Способ, описанный в данном контексте, позволяет повторно использовать большой процент добываемой воды или возвратной воды до момента ее выброса в окружающую среду. В одном варианте повторно можно использовать почти 60% добываемой воды или возвратной воды.
Способ, описанный в данном контексте, может найти особое применение при извлечении углеводородов из сланцев, включая сланцы месторождения Marcellus.
Кроме того способ, описанный в данном контексте, может найти особое применение в случае, когда несколько скважин расположены в непосредственной близости друг от друга.
В одном варианте водный флюид, как описано в данном контексте, можно получить при смешивании гидратируемого полимерного загустителя и водного флюида. В момент добавления полимерного загустителя водный флюид может содержать в качестве компонента разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид. В другом варианте разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, можно добавлять в водный флюид после добавления полимерного загустителя. Водный флюид может представлять собой воду, солевой раствор или смесь воды и спирта. Для осуществления указанной процедуры можно использовать любые пригодные смесители. В случае периодического смешивания гидратируемый полимер и водный флюид смешивают в течение периода времени, достаточного для образования гидратированного золя. Гидратируемый полимер добавляют в водный флюид в концентрации в диапазоне приблизительно от 0,10 мас. % до 5,0 мас. % (в расчете на массу водного флюида), наиболее предпочтительно в диапазоне приблизительно от 0,20 мас. % до приблизительно 0,80 мас. %.
Обычно количество разжижителя во флюиде для обработки составляет приблизительно от 0,5 до приблизительно 30 г/т, чаще приблизительно от 1,0 до приблизительно 5,0 г/т.
Гидратируемый полимер может содержать одну или более функциональных групп, таких как гидроксильная, карбоксильная, карбоксиметильная, гидроксипропильная, сульфатная, сульфонатная группа, аминогруппа или амидогруппа. Предпочтительные полимеры включают полисахариды и их производные, поливиниловые спирты, полиакрилаты (включая метакрилаты), полипирролидоны, полиакриламиды (включая метакриламиды), а также 2-акриламидо-2-метилпропансульфонат и их смеси.
Пригодные полисахариды и их производные включают соединения, которые содержат одно или более моносахаридных звеньев галактозы, фруктозы, маннозы, глюкозида, глюкозы, ксилозы, арабинозы, глюкуроновой кислоты и пиранозилсульфата. Указанные соединения включают не-модифицированные и модифицированные гуаровые камеди, камедь бобов рожкового дерева, камедь цезальпинии колючей, ксантановую камедь, сукциногликан, склероглюкан и каррагинан. Указанные полисахариды включают гуаровые камеди и их производные, крахмалы и галактоманнановые камеди. В предпочтительном варианте гуаровой камедью является не-модифицированная гуаровая камедь или модифицированная гуаровая камедь, такая как гидроксиалкилгуаровая камедь (например, гидроксипропилгуаровая камедь), карбоксиалкилгуаровая камедь (например, карбоксиметилгуаровая камедь), а также карбоксиалкилгидроксиалкилгуаровая камедь (например, карбоксиметилгидроксипропилгуаровая камедь).
В предпочтительном варианте гидратируемым полимером является не-модифицированная гуаровая камедь или модифицированная гуаровая камедь. Предпочтительные модифицированные гуаровые камеди включают гидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилгуаровую камедь и карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь.
Кроме того, полисахаридом может являться целлюлоза или производное целлюлозы, такое как алкилцеллюлоза, гидроксиалкилцеллюлоза или алкилгидроксиалкилцеллюлоза, карбоксиалкилцеллюлозы, такие как метилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза, гидроксибутилцеллюлоза, гидроксиэтилметилцеллюлоза, гидроксипропилметилцеллюлоза, гидроксибутилметилцеллюлоза, метилгидроксиэтилцеллюлоза, метилгидроксипропилцеллюлоза, этилгидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза.
Помимо разжижителя и гидратируемого полимера флюид дополнительно может включать сшивающий агент. Пригодные сшивающие агенты включают соединения, высвобождающие борат-ион, металлорганические соединения или металлсодержащие органические комплексы, содержащие по крайней мере один ион переходного или щелочноземельного металла, а также их смеси.
В качестве соединений, высвобождающих борат-ион, можно использовать, например, любое соединение бора, которое способно высвобождать борат-ионы во флюид в результате диссоциации из деформируемого ядра. Указанные соединения включают борную кислоту, бораты щелочных металлов, такие как диборат натрия, тетраборат калия, тетраборат натрия (бура), пентабораты и т.п., а также бораты щелочных металлов и цинка. Соединения, высвобождающие борат-ион, описаны в патентах US 3058909 и US 3974077, которые включены в настоящее описание в качестве ссылок. Кроме того соединения, высвобождающие борат-ион, включают оксид бора (выбранные из Н3ВО3 и В2О3) и полимерные бораты. Кроме того можно использовать смеси любых указанных соединений, высвобождающих борат-ион. Для осуществления сшивки в присутствии высвобождающих борат-ионы соединений обычно требуется щелочное значение рН (например, от 8,0 до 12).
Другими предпочтительными сшивающими агентами являются металлорганические соединения и металлсодержащие органические комплексы, которые способны высвобождать ионы поливалентных металлов с валентностью 3+ и выше, во флюид в результате диссоциации из деформируемого ядра. Примеры ионов поливалентных металлов с валентностью 3+ и выше включают ионы бора, титана, циркония, алюминия, иттрия, церия и т.п. или их смеси. Примеры соединений титана включают аммонийлактат титана, триэтаноламин титана, ацетилацетонат титана, диизопропоксид-бис-ацетиламинат титана, тетра(2-этилгексоксид) титана, тетраизопропоксид титана, ди(н-бутокси)-бис-триэтаноламинат титана, изопропоксиоктиленгликолят титана и диизопропокси-бис-триэтаноламинат титана, а также хлорид титана. Примеры солей циркония включают карбонат циркония-аммония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, диизопропиламинлактат циркония, хлорид циркония, лактат циркония, триэтаноламинлактат циркония, оксиацетат циркония, ацетат циркония, оксинитрат циркония, сульфат циркония, тетрабутоксицирконий (бутилцирконат), моно(ацетилацетонат) циркония, н-бутират циркония и н-пропилат циркония. Сшивающий агент необязательно может существовать в инкапсулированной форме. Примеры стандартных сшивающих агентов включают, но не ограничиваясь только ими, агенты, описанные в патентах US 4514309 и US 5247995, которые включены в настоящее описание в качестве ссылок.
Сшивающий агент может представлять собой полимеры, которые содержат ионы металлов, включая алюминий-, сурьма-, цирконий- и титансодержащие соединения, включая так называемые органотитанаты, а также бораты и высвобождающие бор соединения. В случае боратных сшивающих агентов сшивающим агентом может быть любой материал, способный высвобождать борат-ионы. Пригодные боратные сшивающие агенты включают органобораты, монобораты, полибораты, борсодержащие минералы, борную кислоту, борат натрия, включая безводные формы или любые гидраты, боратовые (борные) руды, такие как колеманит или улексит, а также любые другие комплексы бора с органическими соединениями с замедленным высвобождением борат-иона. Предпочтительными являются боратные сшивающие агенты.
Сшивающий агент предпочтительно присутствует в количестве в диапазоне приблизительно от 0,001 мас. % до 0,5 мас. % (в расчете на массу водного флюида). Предпочтительно сшивающий агент присутствует в концентрации в диапазоне приблизительно от 0,005 мас. % до приблизительно 0,25 мас. % в расчете на массу водного флюида.
Оптимальное значение рН водного флюида, содержащего сшиваемый полимер, находится в щелочной области, и обычно значение рН составляет 8,0 или более, типично 9,0 или более, типичнее находится в диапазоне приблизительно от 9,5 до приблизительно 12,0.
Если флюид используют в качестве флюида для гидроразрыва пласта, то он может дополнительно содержать расклинивающий агент, который обычно добавляют во флюид до необязательного добавления сшивающего агента. Пригодные расклинивающие агенты включают соединения, обычно известные в данной области техники, включая частицы кварцевого песка, стеклянные бусины, алюминиевые гранулы, керамические частицы, пластиковые гранулы, включая гранулы из полиамидов, и сверхлегкие (СВЛ) твердые частицы, такие как дробленая или измельченная скорлупа орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех-пекан, миндаль, фителефас, бразильский орех и т.п., дробленая и измельченная скорлупа семян (включая фруктовые косточки) фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.п., дробленая и измельченная скорлупа семян других растений, таких как кукуруза (например, початки кукурузы или кукурузные зерна) и т.п., прошедшие переработку древесные материалы, такие как древесные материалы, полученные из древесины, такой как древесина дуба, пекана, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.п., включая такую древесину, которая переработана дефибрированием, переработана в щепу или прошла другую форму измельчения, переработки и т.п.
Кроме того, расклинивающий агент может включать пористые керамические или органические полимерные частицы. Материал пористых частиц можно обрабатывать непористым проникающим материалом, наносить на них слой покрытия или лакирующий слой. Например, пористыми частицами могут быть обработанные частицы, как описано в патенте US 20050028979, где (а) кажущийся удельный вес (КУВ) обработанных пористых частиц меньше КУВ пористых частиц, (б) проницаемость обработанных пористых частиц меньше проницаемости пористых частиц или (с) пористость обработанных пористых частиц меньше пористости пористых частиц.
Расклинивающие агенты обычно используют в концентрациях в диапазоне приблизительно от 1 до 8 фунтов расклинивающего агента на галлон композиции флюида для гидроразрыва, но при необходимости указанные агенты можно использовать в больших или меньших концентрациях.
Флюид может содержать также другие стандартные добавки, обычно используемые при обслуживании скважин, такие как ПАВ, ингибиторы коррозии, агенты, замедляющие сшивку, и т.п.
Флюид для обработки скважины можно получить непосредственно на месте расположения скважины, используя генератор пены с большим усилием сдвига, или его можно подавать непосредственно к требуемой скважине.
Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения характеризуются преимуществами по сравнению с предшествующим уровнем техники и предназначены для осуществления одного или более объектов настоящего изобретения. Однако настоящее описание не требует применения каждых из компонентов и операций, описанных выше, и ни коим образом не ограничивается описанными выше вариантами или способами осуществления. Любой один или более описанных выше компонентов, признаков и процессов можно использовать в любой пригодной конфигурации без включения других таких компонентов, признаков и процессов. Более того, настоящее описание включает дополнительные признаки, параметры, функции, способы, применения и назначения, которые специально не описаны в данном контексте, но которые представляются очевидными при прочтении настоящего описания, прилагаемых фигур и формулы изобретения.
Примеры
Пример 1
Значение рН воды, содержащей витамин В1, доводили до величины в диапазоне от приблизительно 5,5 до приблизительно 6,0. Затем добавляли бисульфит натрия, при этом молярное соотношение сульфит/витамин В1 составило 500:1 или 0,173 г бисульфита натрия на 1 мг витамина В1. Время реакции при комнатной температуре составило 24 ч. Затем получали флюид для гидроразрыва, используя водный сшитый флюид, содержащий борированный сшитый немодифицированный гуар, забуференный до значения рН в диапазоне от приблизительно 9,5 до приблизительно 10,5, полученный, как описано в патенте US 2005/0272612. Затем часть флюида, содержащего сульфит и витамин В1, добавляли во флюид для гидроразрыва.
Способы, которые описаны выше или заявлены в формуле изобретения, и любые другие способы, которые могут быть включены в объем прилагаемой формулы изобретения, можно осуществлять в любом требуемом и пригодном порядке, не ограничиваются любой последовательностью, описанной в данном контексте, или перечисленной в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, способы, представленные в настоящем описании, не обязательно требуют применения конкретных вариантов осуществления, представленных и описанных в данном контексте, но их можно в равной степени применять с любой приемлемой структурой, формой и конфигурацией компонентов.
Хотя показаны и описаны типичные варианты осуществления настоящего изобретения, в объем прилагаемых пунктов формулы изобретения включено множество вариантов, модификаций и/или изменений способов по настоящему изобретению, которые может осуществлять и использовать специалист в данной области техники, не выходя за пределы сущности или принципов настоящего изобретения. Таким образом, весь материал, представленный в настоящем описании, следует интерпретировать как иллюстративный, а объем настоящего изобретения и прилагаемых пунктов формулы изобретения не следует ограничивать вариантами осуществления настоящего изобретения, описанными и показанными в настоящем описании.

Claims (31)

1. Способ обработки добываемой воды или возвратной воды из подземного пласта, включающий:
а) смешивание добываемой воды или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где добываемая вода или возвратная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид,
б) дезактивацию разжижителя, содержащего витамин В1, разжижителя, содержащего илид, или и разжижителя, содержащего витамин В1, и разжижителя, содержащего илид, в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и
в) закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.
2. Способ по п. 1, где подземный резервуар представляет собой газоносную скважину, нефтеносную скважину или геотермальную скважину.
3. Способ по п. 1, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент содержит по крайней мере одну неподеленную пару электронов.
4. Способ по п. 1, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент представляет собой неорганическое соединение.
5. Способ по п. 4, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой сульфит или бисульфит.
6. Способ по п. 5, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой раствор сульфита натрия.
7. Способ по п. 1, где полимерный загуститель представляет собой (i) синтетический полимер, выбранный из группы, состоящей из поливиниловых спиртов, полиакрилатов, полипирролидонов и полиакриламидов, или (ii) полисахариды, выбранные из группы, состоящей из производных целлюлозы, галактоманнана или производного галактоманнана, ксантана, сукциноглюкана и склероглюкана, а также их смеси.
8. Способ по п. 7, где полисахарид выбирают из группы, состоящей из гуаровой камеди, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантановой камеди и склероглюкана.
9. Способ по п. 1, где полимерный загуститель является по крайней мере частично сшитым.
10. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, указанный флюид для гидроразрыва содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает:
(а) снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или и витамина В1, и илида, при этом получают флюид с пониженной вязкостью,
(б) дезактивацию витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении во флюид с пониженной вязкостью серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, при этом флюидом со сниженной вязкостью является добываемая вода или возвратная вода.
11. Способ по п. 10, где добываемую воду или возвратную воду извлекают из скважины до дезактивации витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента.
12. Способ по п. 10, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент содержит неподеленную пару электронов.
13. Способ по п. 10, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой сульфит или бисульфит.
14. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, который включает:
(а) добавление витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также
(б) добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или и витамина В1, и илида.
15. Способ по п. 14, где витамин В1, илид или и витамин В1, и илид, а также нуклеофильный агент добавляют в добываемую или возвратную воду одновременно.
16. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, который включает:
(а) закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или и витамин В1, и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва,
(б) снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или и витамина В1, и илида,
(в) извлечение добываемой воды или возвратной воды из скважины,
(г) дезактивацию витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в составе добываемой воды или возвратной воды при добавлении в добываемую воду или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента,
(д) добавление второго полимерного загустителя в добываемую воду или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта.
17. Способ по п. 16, где второй флюид для обработки дополнительно содержит разжижитель.
18. Способ по п. 17, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент содержит неподеленную пару электронов.
19. Способ по п. 16, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой сульфит.
RU2016123140A 2013-11-13 2014-10-27 Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя RU2681326C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361903828P 2013-11-13 2013-11-13
US61/903,828 2013-11-13
PCT/US2014/062434 WO2015073197A1 (en) 2013-11-13 2014-10-27 Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2016123140A RU2016123140A (ru) 2017-12-19
RU2681326C1 true RU2681326C1 (ru) 2019-03-06

Family

ID=51862609

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016123140A RU2681326C1 (ru) 2013-11-13 2014-10-27 Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя

Country Status (4)

Country Link
US (2) US9505044B2 (ru)
RU (1) RU2681326C1 (ru)
SA (1) SA516371094B1 (ru)
WO (1) WO2015073197A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9505044B2 (en) * 2013-11-13 2016-11-29 Baker Hughes Incorporated Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker
AU2016359035B2 (en) * 2015-11-25 2019-11-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of preventing or mitigating formation of metal sulfide scales during oil and gas production
CA2974898A1 (en) 2016-07-29 2018-01-29 Canadian Energy Services L.P. Method of forming a fracturing fluid from produced water
US10870791B2 (en) 2017-08-14 2020-12-22 PfP Industries LLC Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water
US11236609B2 (en) 2018-11-23 2022-02-01 PfP Industries LLC Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing
US11905462B2 (en) 2020-04-16 2024-02-20 PfP INDUSTRIES, LLC Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6488091B1 (en) * 2001-06-11 2002-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods
US20080287323A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 Leiming Li Treatment and Reuse of Oilfield Produced Water
US20090082228A1 (en) * 2007-09-24 2009-03-26 Parris Michael D Viscosity Reduction
US20100190666A1 (en) * 2008-12-30 2010-07-29 Syed Ali Method for treating fracturing water
US20100204068A1 (en) * 2009-02-12 2010-08-12 Rhodia Operations Methods for controlling depolymerization of polymer compositions
CA2768162A1 (en) * 2011-02-18 2012-08-18 M-I L.L.C. Non-toxic, shale inhibitive water-based wellbore fluid

Family Cites Families (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3058909A (en) 1957-07-23 1962-10-16 Atlantic Refining Co Method and composition for formation fracturing
US3974077A (en) 1974-09-19 1976-08-10 The Dow Chemical Company Fracturing subterranean formation
US4514309A (en) 1982-12-27 1985-04-30 Hughes Tool Company Cross-linking system for water based well fracturing fluids
US4506734A (en) 1983-09-07 1985-03-26 The Standard Oil Company Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure
US5247995A (en) 1992-02-26 1993-09-28 Bj Services Company Method of dissolving organic filter cake obtained from polysaccharide based fluids used in production operations and completions of oil and gas wells
US5373901A (en) 1993-07-27 1994-12-20 Halliburton Company Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations
KR100276701B1 (ko) * 1994-08-31 2001-01-15 에모토 간지 전기아연-니켈 합금 도금액 및 그 합금 도금액을 이용한 강판의 제조방법
US5806597A (en) 1996-05-01 1998-09-15 Bj Services Company Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation
US20050028979A1 (en) 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US6209646B1 (en) 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US8895480B2 (en) 2004-06-04 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using guar-based well treating fluid
US7595284B2 (en) 2004-06-07 2009-09-29 Crews James B Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7066262B2 (en) 2004-08-18 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids having reduced phosphorus volatility and their associated methods of use and preparation
US8044106B2 (en) 2005-03-16 2011-10-25 Baker Hughes Incorporated Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US8061424B2 (en) 2006-01-27 2011-11-22 Schlumberger Technology Corporation Method for hydraulic fracturing of subterranean formation
US7786054B2 (en) * 2006-08-02 2010-08-31 Kemira Chemicals, Inc. Biocide for well stimulation and treatment fluids
US7628919B2 (en) * 2006-09-01 2009-12-08 Anticline Disposal, Llc Method for treating water contaminated with methanol and boron
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
CA2652489C (en) 2008-02-04 2014-06-03 Sanjel Corporation Low residue fluid fracturing system and method of use
US20090221453A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Sumitra Mukhopadhyay Treatment Fluid With Oxidizer Breaker System and Method
US20090247430A1 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Diankui Fu Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids
US7798228B2 (en) 2008-07-25 2010-09-21 Bj Services Company Llc Liquid breaker for acid fracturing fluids
US8658574B2 (en) 2008-08-29 2014-02-25 Schlumberger Technology Corporation Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well
US9085975B2 (en) 2009-03-06 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation and forming treatment fluids using chemo-mathematical models and process control
US20110017677A1 (en) 2009-06-04 2011-01-27 Evans Thomas S Oil field water recycling system and method
US20120168364A1 (en) * 2009-06-04 2012-07-05 Evans Thomas S Oil field water recycling system and method
US8871691B2 (en) 2009-06-05 2014-10-28 Kroff Chemical Company Methods of treating flowback water
US8309498B2 (en) 2009-09-24 2012-11-13 Halliburtn Energy Services, Inc. High temperature fracturing fluids and methods
MX349447B (es) * 2011-05-09 2017-07-28 Rhodia Operations Metodos para controlar la despolimerizacion de composiciones de polimero.
US9090814B2 (en) * 2012-08-09 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Well treatment fluids containing an ylide or a vitamin B and methods of using the same
US9505044B2 (en) * 2013-11-13 2016-11-29 Baker Hughes Incorporated Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6488091B1 (en) * 2001-06-11 2002-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods
US20080287323A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 Leiming Li Treatment and Reuse of Oilfield Produced Water
US20090082228A1 (en) * 2007-09-24 2009-03-26 Parris Michael D Viscosity Reduction
US20100190666A1 (en) * 2008-12-30 2010-07-29 Syed Ali Method for treating fracturing water
US20100204068A1 (en) * 2009-02-12 2010-08-12 Rhodia Operations Methods for controlling depolymerization of polymer compositions
CA2768162A1 (en) * 2011-02-18 2012-08-18 M-I L.L.C. Non-toxic, shale inhibitive water-based wellbore fluid

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016123140A (ru) 2017-12-19
SA516371094B1 (ar) 2017-12-03
US20170167212A1 (en) 2017-06-15
US20150129231A1 (en) 2015-05-14
WO2015073197A1 (en) 2015-05-21
US9822594B2 (en) 2017-11-21
US9505044B2 (en) 2016-11-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2681326C1 (ru) Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя
US10822541B2 (en) Method of using Sophorolipids in well treatment operations
RU2377403C2 (ru) Загущенные флюиды для обработки пластов и способы их использования
US9546315B2 (en) Compositions, methods, apparatus, and systems for incorporating bio-derived materials in drilling and hydraulic fracturing
US20140262265A1 (en) Well stimulation with gas hydrates
EA027700B1 (ru) Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов
EA009171B1 (ru) Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока
BRPI0806243B1 (pt) Método para estimular uma porção de uma formação subterrânea
CA2947140A1 (en) Acid soluble flakes as lost circulation material
US7000702B2 (en) Environmentally benign viscous well treating fluids and methods
CA2911410C (en) Methods for improved proppant suspension in high salinity, low viscosity subterranean treatment fluids
US9090814B2 (en) Well treatment fluids containing an ylide or a vitamin B and methods of using the same
AU2015255973A1 (en) High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids
US20160230068A1 (en) Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids
US10472559B2 (en) Method for reusing produced water for hydraulic fracturing
RU2664987C2 (ru) Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе
AU2015353386A1 (en) Produced water borate crosslinking compositions and method of use
US20150065399A1 (en) Methods and Compositions for Enhanced Acid Stimulation of Carbonate and Sand Stone Formations
RU2736721C2 (ru) Обработка глинистых сланцев
US20130048292A1 (en) Method of using fracturing fluids containing carboxyalkyl tamarind
US20170198206A1 (en) High temperature viscous fluid systems in high salinity water
US20140262276A1 (en) Viscosity enhancement of polysaccharide fluids
US20160376497A1 (en) Enhanced viscosity of polymer solutions in high salinity brines
Bien et al. De-Aromatized Hydrocarbon Fluids-Designed to Meet Evolving Public, Regulatory and Environmental Challenges for Fracturing Fluid Formulations