NO334859B1 - Fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid - Google Patents

Abstract

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid som innbefatter introdusering av nevnte vandige fraktureringsfluid for kontakt med et innkapslet viskositetsreduserende middel, nevnte innkapslede viskositetsreduserende middel innbefatter en vandig fluidløselig bryter for nevnte fraktureringsfluid innkapslet i en membran som innbefatter en delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, nevnte membran som har en skjørhetseffektiv mengde av et partikulært materiale av mikronstørrelse tilstede deri og nevnte membran er blitt herdet ved en temperatur på minst 115°F (46,1°C), slik at det vandige fluidet i nevnte fraktureringsfluid kan kontakte nevnte bryter etter fraktureringssvikt av nevnte membran for å løse opp minst en del av nevnte bryter og bryte fraktureringsfluidet i kontakt dermed.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåter for behandling av underjordiske formasjoner. Spesifikt er oppfinnelsen rettet mot fremgangsmåter for å bryte fraktureringsfluider anvendt ved stimuleringen av underjordiske formasjoner.

Det er vanlig å behandle underjordiske formasjoner for å øke den totale permeabiliteten eller ledningsevnen til slike formasjoner ved fremgangsmåter som generelt er identifisert som fraktureringsprosesser. For eksempel er det vanlig praksis å hydraulisk frakurere en brønn for å produsere en eller flere sprekker eller "frakturer" i den omkringliggende formasjonen ved mekanisk nedbryting av formasjonen. Frakturering kan utføres i brønner som er fullført i underjordiske formasjoner for i virkeligheten et hvilket som helst formål. De vanlige fraktureringskandidatene, eller andre stimuleringsprosedyrer, er ferdige produksjonsbrønner i olje- og gassinneholdende formasjoner. Imidlertid kan injeksjonsbrønner som anvendes i sekundære eller tertiære utvinningsoperasjoner, for eksempel for injeksjon av vann eller gass, også fraktureres for å lette injeksjon av fluider i slike underjordiske formasjoner.

Hydraulisk frakturering utføres ved å injisere et hydraulisk fraktureirngsfluid inn i brønnen og pålegge tilstrekkelig trykk på fraktureringsfluidet til å forårsake at formasjonen brytes ned med den ledsagende dannelsen av en eller flere frakturer. Frakturen eller frakturene kan være horisontale eller vertikale, med den sistnevnte vanligvis dominerende, og med tendens mot vertikal fraktureringsorientering økende med dybden av formasjonen som fraktureres. Vanligvis blir en gel, en emulsjon eller et skum, som har et proppemiddel slik som sand eller annet partikulært materiale suspendert deri, introdusert i frakturen. Proppemidlet avsettes i frakturen og fungerer til å holde frakturen åpen etter at trykket er frigitt og fraktureringsfluidet strømmer tilbake til brønnen. Fraktureringsfluidet har en tilstrekkelig høy viskositet til å holde tilbake proppemidlet i suspensjonen eller i det minste til å redusere tendensen proppemidlet har til å felle ut av fraktureringsfluidet idet fraktureringsfluidet strømmer langs den dannede frakturen. Generelt blir et gelatineringsmiddel og/eller en emulgator anvendt for å gelere eller emulgere fraktureringsfluidet for å tilveiebringe den høye viskositeten som trengs

for å realisere de maksimale fordelene fra fraktureringsprosessen.

Etter at høyviskositetsfraktureringsfluidet er blitt pumpet inn i formasjonen og frakturering av formasjonen finner sted, er det ønskelig å fjerne fluidet fra formasjonen for å muliggjøre hydrokarbonproduksjon gjennom de nye frakturene. Generelt blir fjerning av det høyviskøse fraktureringsfluidet gjort ved å "bryte" gelen eller emulsjonen eller, med andre ord, å omdanne fraktureringsfluidet til et fluid med lav viskositet. Bryting av det gelerte eller emulgerte fraktureringsfluidet har ofte blitt utført ved å tilsette en "bryter", dvs. et viskositetsreduserende middel, til fraktureringsfluidet før pumping inn i den underjordiske formasjonen. Imidlertid kan denne teknikken være upålitelig og til tider resultere i ufullstendig bryting av fluidet og/eller prematur bryting av fluidet før fraktureringsprosessen er fullstendig. Prematur bryting kan redusere antallet eller lengden av frakturer som oppnås og således mengden av utvunnet hydrokarbon. Videre er det kjent i litteraturen at de fleste fraktureringsfluidene vil bryte hvis de gis tilstrekkelig tid ved hevet temperatur. Imidlertid er det selvfølgelig mest ønskelig å få brønnen tilbake i produksjon så raskt som mulig.

Det er blitt vist at den viskosefremmende polymeren i et fraktureringsfluid blir konsentrert med en faktor på fra 5 til 20 ganger på grunn av fluidtap ved pumping og frakturlukking. Denne konsentrerte polymeren blir generelt referert til som "filterkake". Se for eksempel G.S. Penney, "An Evaluation Of The Effects Of Environmental Conditions In Fracturing Fluids Upon The Long Term Conductivity Of Proppants", SPE 16900, presentert ved den 62. årlige teknologikonferansen til SPE, Dallas, Texas, 27-30. september 1987. Videre har andre understreket effektene av filterkaken på ledningsevnen. For eksempel M.A. Parker og B.W. McDaniel, "Fracturing Treatment Designs Improved By Conductivity Measurements Under In-situ Conditions, SPE 16901, presentert på den 62. årlige teknologikonferansen til SPE, Dallas, Texas, 27-30. september 1987; B.W. McDaniel og M.A. Parker, "Accurate Design and Fracturing Treatment Refines Conductivity Measurement At Reservoir Conditions, SPE 17541, presentert ved SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, Wyoming, 11-13. mai 1984. En uinnkapslet bryter løses i fluidet og tapes sammen med fluidet ved fluidtapet. Den oppløste bryteren konsentreres ikke sammen med filterkakekonsentrasjonen av polymeren og kan således ikke effektivt bryte filterkaken. Derfor kan skade på den resulterende proppede frakturen bli permanent med mindre brytingen etterfølgende finner sted ved temperaturnedbryting eller fortynning med formasjonsfluider.

Det er blitt foreslått flere fremgangsmåter for å bryte fraktureringsfluider for å eliminere problemene ovenfor. For eksempel US-patent nr. 4.202.795 beskriver en fremgangsmåte for å frigi et kjemikalie inn i et vandig fluid ved å kombinere kjemikaliet med et fast hydratiserbart geleringsmiddel og en bryter for gelen dannet av geleringsmidlet når det hydratiseres. Blandingen dannes til priller eller pellets, som foretrukket har en størrelse og området på fra ca. 20 til ca. 40 mesh ("U.S. Sieve Series"). Ved å kombinere pellets med et vandig fluid hvor kjemikaliet skal frigis, hydratiseres geleringsmidlet i pelletsene og danner en beskyttende gel rundt hver av pelletsene som hindrer frigivelse av kjemikaliet over i det vandige fluidet i en tidsperiode som kreves for at den beskyttende gelen skal brytes av gelbryteren i pelletsene. Idet gelbryteren har brutt ned den beskyttende gelen, blir kjemikaliet i pelletsene frigitt inn i det vandige fluidet. Tiden som kreves for at den beskyttende gel skal brytes, varieres ved å variere mengdene av hydratiserbart geleringsmiddel og gelbryteren som anvendes i pelletsene og ved å anvende forskjellige geleringsmidler og gelbrytere.

US-patent nr. 4.506.734 tilveiebringer også en fremgangsmåte for å redusere viskositeten og det resulterende residuet til et vandig eller oljebasert fluid introdusert i en underjordisk formasjon ved introduksjon av et viskositetsreduserende kjemikalie i hule eller porøse, knusbare og skjøre perler sammen med et fluid, slik som et hydraulisk fraktureringsfluid, under trykk inn i en underjordisk formasjon. Når fraktureringsfluidet passerer eller lekker inn i formasjonen eller fluidet fjernes ved tilbakestrømming, lukkes eventuelle resulterende frakturer i den underjordiske formasjonen og knuser perlene. Knusingen av perlene frigir deretter det viskositetsreduserende kjemikaliet inn i fluidet. Denne prosessen er avhengig av lukketrykket til formasjonen for å oppnå frigivelse av bryteren og er således gjenstand for varierende resultater avhengig av formasjonen og dens lukkegrad.

US-patent nr. 4.741.401 beskriver en fremgangsmåte for å bryte et fraktureringsfluid bestående av å injisere inn i den underjordiske formasjonen en kapsel som innbefatter en innkapslingsdel som inneholder bryteren. Innkapslingsdelen er tilstrekkelig permeabel for minst et fluid som eksisterer i det underjordiske miljøet eller injiseres med kapselen slik at innkapslingsdelen er i stand til å bli brutt etter tilstrekkelig eksponering for fluidet, og derved frigi bryteren. Dette patentet beskriver at bryteren frigis fra kapselen ved trykk generert i innkapslingsdelen kun på grunn av fluidet som penetrerer inn i kapselen, hvorved det økende trykket forårsaker at kapselen brytes, dvs. ødelegger integriteten til innkapslingsdelen, og således frigjør bryteren. Denne fremgangsmåten for å frigi bryteren vil resultere i frigivelse av i det vesentlige hele mengden bryter i kapselen på et bestemt tidspunkt.

I en annen fremgangsmåte for å frigi en bryter beskriver og foreslår US-patent nr. 4.770.796 en sur fraktureringsfluidsammensetning som består av en polymer, et tverrbindingsmiddel for nevnte polymer, en vandig syre og en bryterforbindelse i stand til å koordinere med titan eller zirkoniumtverrbindingsmiddel. Bryterforbindelsen er innkapslet i en sammensetning som innbefatter et cellulosemateriale og en fettsyre og eventuelt en voks.

Videre beskriver US-patent nr. 4.919.209 en foreslått fremgangsmåte for å bryte et fluid. Spesifikt beskriver patentet en fremgangsmåte for å bryte et gelert oljefraktureringsfluid for behandling av en underjordisk formasjon som innbefatter å injisere inn i formasjonen en bryterkapsel som innbefatter en innkapslingsdel som omslutter en bryter. Innkapslingsdelen er tilstrekkelig permeabel for minst et fluid som eksisterer i formasjonen eller i det gelerte oljefraktureringsfluidet injisert med bryterkapselen slik at innkapslingsdelen er i stand til å løse opp eller erodere av etter tilstrekkelig eksponering for fluidet, og derved fri bryteren.

US-patent nr. 5.164.099 beskriver en foreslått fremgangsmåte for å bryte et fluid ved anvendelse av en perkarbonat-, perklorat- eller persulfatbryter innkapslet med et polyamid. Polyamidmembranen er permeabel for minst et fluid i formasjonen som løser opp bryteren og bryteren diffunderer deretter gjennom membranen for å bryte opp fraktureringsfluidet med membranen værende intakt i løpet av bryterfrigivningen.

US-patent nr. 5.373.901 beskriver en fremgangsmåte for å bryte en viskosifisert fluid ved anvendelse av en vannløselig bryter innkapslet i en membran som innbefatter en delvis hydratisert akryltverrbinder med enten en aziridinprepolymer eller et karbodiimid. Membranen har ufullstendigheter gjennom hvilke et vandig fluid kan diffundere innenfra gjennom membranen for å løse opp minst en del av bryteren og deretter diffundere ut av den innkapslede bryteren for å bli brakt i kontakt og bryte fraktureringsfluidet med membranen værende intakt i løpet av bryterfrigivningen. Ufullstendighetene (svakhetene) kan dannes i membranen ved tilsetning av et partikulært materiale slik som silika til belegget ved dannelse av membranbelegget.

PCT-søknad WO 99/61747 beskriver en fremgangsmåte for å bryte et fluid ved anvendelse av en bryter innkapslet med et hydrolytisk nedbrytbart polymerbelegg. Den hydrolytisk nedbrytbare polymeren reagerer med vannet for kjemisk å bryte ned belegget til først og fremst til ikke-faste komponenter i løpet av en tidsperiode og temperaturområde hensiktsmessig for den tiltenkte anvendelsen. Et foretrukket polymerbelegg er poly(alkyl-2-cyanoakrylat).

Det er et behov for en fremgangsmåte for kontrollert bryting av fraktureringsfluider som er mer økonomisk, som minimaliserer brytertap i løpet av fluidtap til formasjonen og ikke bare tilveiebringer kontrollert frigivelse av bryteren, men også reduserer skade på formasjonen og som letter brønnopprydding.

Foreliggende oppfinnelse beskriver i et første aspekt en fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid introdusert i en underjordisk formasjon ved at den innbefatter å introdusere under trykk et viskositetsreduserende middel innkapslet med en membran som innbefatter en delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, som blandes med et partikulært materiale av mikronstørrelse for å danne nevnte membran, nevnte membran har blitt herdet etter dannelse ved en temperatur over 115°F (46,1°C) før introduksjon av nevnte fluid til nevnte formasjon med nevnte vandige fraktureirngsfluid, og redusere nevnte introduksjonstrykk slik at eventuelle resulterende frakturer i nevnte formasjon i det minste delvis lukkes etter at nevnte innkapslede viskositetsreduserende middel og frakturerer i det minste en del av partiklene med innkapslet middel, hvorved nevnte vandige fraktureringsfluid kan bringes i kontakt med nevnte viskositetsreduserende middel for å frigi minst en del av nevnte viskositetsreduserende middel i kontakt dermed.

I et andre aspekt beskrives en fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid som har en pH over ca. 7 og assistere ved fjerning av filterkaken produsert fra nevnte fraktureringsfluid i en underjordisk formasjon, ved at den innbefatter å introdusere ved et hevet trykk til nevnte formasjon for kontakt med nevnte fraktureirngsfluid og filterkake i nevnte formasjon en innkapslet bryter, nevnte innkapslede bryter innbefatter en bryter fra nevnte fraktureringsfluid innelukket i en membran som innbefatter en delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, nevnte membran inkluderer en mengde av partikulært materiale over 1 mikron i nevnte membran, nevnte membran herdes i minst ca. 1 time ved en temperatur på minst ca. 115°F (46,1°C), nevnte membran fraktureres slik at nevnte bryter kan frigis fra nevnte membran til fraktureringsfluidet for å bryte fraktureringsfluidet etter en reduksjon i introduksjonstrykket.

I et tredje aspekt beskrives en fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid og assistere ved fjerning av filterkake produsert derfra i løpet av behandling av en underjordisk formasjon, ved at den innbefatter å introdusere til nevnte formasjon som fraktureres med minst en del av nevnte fraktureringsfluid en bryter, nevnte innkapslede bryter innbefatter en vannløselig bryter for nevnte fraktureringsfluid innkapslet i en membran som innbefatter delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, nevnte membran som inneholder en sprøhetsbevirkende mengde av et silikapartikulært materiale med over 1 mikron i størrelse, nevnte membran har blitt herdet ved en temperatur på minst ca. 115°F (46,1°C), slik at nevnte membran fraktureres utsettes for sprøbrudd, hvorved nevnte innkapslede bryter kan løses ved et vandig fluid som kontakter eksponert bryter etterfølgende frakturering av nevnte membran.

Den foreliggende beskrivelse omtaler et innkapslet viskositetsreduserende middel som er i stand til å tilveiebringe konsentrert frigivelse ved hevet pH i vannbaserte fraktureringsfluider. Det innkapslede viskositetsreduserende midlet innbefatter agglomererte partikler av et viskositetsreduserende middel, som også kan bli referert til som en bryter, innkapslet i en inert membran som utsettes for sprøbrudd når den eksponeres for et underjordisk formasjonslukketrykk, hvorved formasjonsfluidet kan komme i kontakt med det viskositetsreduserende midlet etter membransvikt for å løse opp det viskositetsreduserende midlet i membranen i fraktureringsfluidet. Den frakturerbare membranen forblir i det vesentlige intakt til frigivelsestidspunktet for bryteren og tilveiebringer derfor kontrollert frigivelse.

Ved anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er det tilveiebrakt en metode for kontrollerbart å frigi mengder av bryteren i en proppepakke i en underjordisk formasjon. Den foreliggende fremgangsmåten tilveiebringer en innkapslingsmembran som er i stand til å fungere i et vannbasert fluid ved en temperatur fra 60°F (15,6°C) til ca. 300°F (148,9°C) og ved en fluid-pH opp til minst ca. 12 uten prematur frigivelse av bryteren inn i fluidet.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen tilveiebringer en måte å bryte et vandig lineært eller tverrbundet fraktureringsfluid som anvendes for å stimulere en underjordisk formasjon.

Det tverrbundede vandige fraktureringsfluidet fremstilles ved hydratisering av en polymer slik som guar, hydroksyalkylguar, hydroksyalkylcellulose, karboksyalkylhydroksyguar, karboksyalkylhydroksyalkylguar, cellulose eller annen derivatisert cellulose, xantan og lignende i et vandig fluid til hvilket det tilsettes et egnet tverrbindingsmiddel. Egnede tverrbindingsmidler inkluderer forbindelser slike som borater, zirkonater, titanater, pyroantimonater, aluminater og lignende. Generelt kan den innkaplsede bryteren tilsettes til et hvilket som helst vandig fraktureringsfluid som generelt er kjent i litteraturen. Ved utøvelse av den foreliggende oppfinnelsen kan den innkapslede bryteren injiseres med fraktureringsfluidet eller, hvis den tilsettes til et bærefluid, injiseres inn i en underjordisk formasjon før, simultant med eller etterfølgende injisering av fraktureringsfluidet. Generelt vil den innkapslede bryteren blandes med fraktureringsfluidet og et proppemateriale før tilsetning til den underjordiske formasjonen. Hvis et bærefluid anvendes, kan det i det vesentlige innbefatte en hvilken som helst vandig væske som anvendes for å danne fraktureringsfluider.

Den innkapslede bryteren fremstilles ved anvendelse av kjente

mikroinnkapslingsteknikker. Den innkapslede bryteren kan fremstilles ved anvendelse av en fluidisert sengprosess. En versjon av denne fremgangsmåten er referert til som Wurster-prosessen og en modifikasjon av en slik prosess anvender en toppsprayfremgangsmåte. Utstyr for å utføre beleggingen er for eksempel tilgjengelig fra Glatt Air Techniques, Inc. Ramsey, New Jersey.

Bryteren som er innelukket av innkapslingsmaterialet kan være et hvilket som helst materiale som ikke på en uheldig måte forstyrrer eller kjemisk reagerer med innkapslingsbelegget og derved ødelegger dets anvendelse. Brytermaterialet kan for eksempel innbefatte enzymer slik som hemicellulase på et inert substrat, oksydasjonsmidler slike som natrium- eller ammoniumpersulfat, organiske syrer eller salter, slik som sitronsyre eller et citrat, fumarsyre, væsker adsorbert på et fast substrat, faste perborater, faste peroksider eller andre oksydasjonsmidler, blandinger av to eller flere materialer og lignende.

Innkapslingsmaterialet innbefatter en delvis hydrolysert arylisk forbindelse, foretrukket i en vannbasert form som er tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid. Mer spesielt betyr begrepet delvis hydrolysert akrylisk forbindelse slik det anvendes heri, en hvilken som helst akrylisk latekspolymer som inneholder fra ca. 0-60 vekt-% monovinylaromatinnhold som styren, fra ca. 5-25 vekt-% alfa, betaumettet karboksylsyreinnhold og fra ca. 15-95 vekt-% alkylakrylat- eller metakrylatesterinnhold. Den umettede karboksylsyren kan for eksempel innbefatte akrylsyre eller metylakrylsyre eller blandinger derav. Alkylakrylatet eller metakrylatesteren kan for eksempel innbefatte etylbutyl eller 2-etylheksylakrylat, metyl, butyl eller isobutylmetakrylat eller blandinger derav. Vinylakryllatekspolymerene stabiliseres ved tilsetning av passende ikke-ioniske eller anioniske/ikke-ioniske surfaktantsystemer i henhold til godt kjente fremgangsmåter for fremstilling og stabilisering av latekspolymersystemer. Vinylakryllatekspolymerer av typen beskrevet ovenfor er kommersielt tilgjengelige fra for eksempel Rohm and Haas Company, Philadelphia, Pennsylvania eller S.C. Johnson Wax, Racine, Wisconsin.

Aziridinprepolymeren kan for eksempel innbefatte pentaerytritol-tris-[B-(aziridinyl)propionat]. Karbodiimidet kan for eksempel innbefatte 1,3-dicykloheksylkarbodiimid.

Det delvis hydrolyserte akryliske innkapslingsmaterialet blandes med et partikulært materiale av mikronstørrelse slik som silika før eller simultant med belegging av bryteren. Den akryliske forbindelsen blir blandet med partikulært silika i en mengde slik at det partikulære materialet innbefatter fra ca. 20 til 80 vekt-% av fast belegg tilstede. Foretrukket innbefatter silikamaterialet fra ca. 50 til ca. 70 vekt-% fast belegg tilstede. Partikulært silika kan ha en størrelse på fra ca. 1 mikron til ca. 15 mikron. Foretrukket har silika en midlere partikkelstørrelse på fra ca. 2 til ca. 3 mikron og inneholder foretrukket mindre enn 33 vekt-% partikler av undermikronstørrelse. Tilstedeværelsen av vesentlige mengder av partikler med undermikronstørrelse har blitt funnet å påvirke ytelsen av den innkapslede bryteren på en uheldig måte som resulterer i uregulert frigivelse av store mengder bryter etter eksponering for et fraktureringsfluid.

Tverrbindingsmidlet blandes med den delvis hydrolyserte akryliske forbindelsen og silika i en mengde på fra ca. 1 til ca. 5 vekt-% av totalt fast belegg tilstede. Foretrukket er tverrbindingsmidlet tilstede i en mengde på fra ca. 2,5 til 3,5 vekt-% av totalt fast belegg.

Når den anvendes i en fluidisert sengbeleggingsprosess, blir belegget til den innkapslede bryteren fordelaktig anvendt i form av en vandig eller løsemiddelbasert løsning eller dispersjon som til tider blir referert til som en lateks som kan inneholde fra ca. 40 til ca. 60 vekt-% fast stoff for å lette spraybelegging av bryteren. Foretrukket vil den innkapslede bryteren ha et innkapslingsbelegg i en mengde på fra ca. 6 til ca. 70 vekt-% av den innkapslede bryteren. Mest foretrukket vil belegget innbefatte fra ca. 35 til ca. 55 vekt-% av den innkapslede bryteren avhengig av frigivelseshastigheten som er ønskelig.

Ved utførelse av den foreliggende oppfinnelsen, avhengig av temperaturen i formasjonen som skal behandles og den ønskede brytertiden til fraktureringsfluidet, kan den innkapslede bryteren være tilstede i en mengde på fra ca. 0,1 til i overskudd av 50 pound pr. 1000 gallon fraktureringsfluid. De innkapslede bryterne kan også anvendes i et fraktureringsfluid med mengder av ikke-innkapslede brytere, avhengig av den spesifikke brytertiden som er ønskelig.

Som tidligere indikert, blir de innkapslede bryterne fremstilt ved kjente fluidisere senginnkapslingsteknikker hvori partiklene av bryter sprayes med innkapslingsmaterialet mens de er utsatt for en luftstrøm eller annen gass i et spraykammer. For å opprettholde produktenhetlighet med hensyn til ytelse, blir bryteren før innkapsling av brytermaterialet foretrukket justert med hensyn til størrelse for å fjerne en vesentlig del av eventuelle finpartikler eller klumper av bryterpartikler og tilveiebringe et utgangsmateriale med en partikkelstørrelse på fra ca. 100 til 900 um. På denne måten vil den etterfølgende fremstilte agglomererte innkapslede bryteren ha, innenfor et relativt smalt område, generelt like bryterfrigivelseskontrollegenskaper. Generelt blir den innkaplede bryteren fremstilt ved å danne agglomerater av bryteren som har et membranbelegg av den tverrbundede delvis hydrolyserte akrylforbindelsen og silikaemulsjonbeleggblandingen med en bestemt prosentandel for å oppnå den ønskede kontrollerte frigivelsen av bryteren for et bestemt fraktureringsfluid. Mengden og størrelsen av det partikulære silika tilstede i det sprayede belegget vil signifikant påvirke permeabiliteten til membranen som dannes. Størrelsen på de agglomererte innkapslede bryterpartiklene varierer avhengig av den ønskede mengden bryter som skal frigis og den ønskede hastigheten som bryteren skal frigis med. Foretrukket har agglomeratene en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på fra ca. 1 til 3 mm og mest foretrukket ca. 1,25 til 2,5 mm. Dette kan imidlertid modifiseres ved å forandre operasjonsbetingelsene i løpet av beleggingsprosessen. Generelt er det foretrukket at størrelsen på de agglomererte innkapslede bryterpartiklene bør være nær eller noe større enn den til proppemidlet, hvis noe, tilstede i fraktureringsfluidet. Dette minimaliserer ytterligere eventuell formasjonsskade som kan komme som et resultat av tilsetning av fraktureringsfluidet til en underjordisk formasjon. Imidlertid er det å forstå at partiklene som har en størrelse mindre enn proppemidlet også kan anvendes.

I den foreliggende oppfinnelsen blir bryteren innkapslet i membranbelegget primært frgitt ved sprøbruddsvikt i agglomeratbelegget. Etter fraktursvikt på membranen, kontakter fluidet kjernen til partikkelen hvoretter det løser bryteren. Den frigitte bryterløsningen kontakter fraktureringsfluidet hvoretter den etterfølgende bryter fraktureringsfluidet.

Tilsetningen av partikler med over en mikron i midlere diameter til det delvis hydrolyserte akrylbelegget forårsaker at belegget blir skjørere og letter fraktursviktfrigivelsesprosessen. Mens den spesifikke beskrivelsen fremsatt ovenfor refererer til partikulær silika som det partikulære additivet til belegget, er det å forstå at et hvilket som helst inert partikulært materiale av lignende partikkelstørrelse også kan anvendes. Silika representerer kun et kommersielt tilgjengelig foretrukket materiale. Eksempler på andre egnede partikulære materialer vil inkludere kalsiumkarbonat, titandioksid, bariumsulfat og kalsiumsulfat eller lignende.

Etter dannelse av de belagte agglomeratene av det innkapslede brytermaterialet, blir innkapslede bryteren foretrukket utsatt for en periode med hevet temperatur for ytterligere å herde membranbelegget. Foretrukket blir membranbelegget herdet ved en temperatur på fra ca. 115°F (46,1°C) til ca. 145°F (62,8°C) i ca. 1 time til flere dager før anvendelse av bryteren. Herdingen ved hevet temperatur har vist seg å forbedre frigivelsesgraden av bryteren etter knusing av materialet i formasjonen og assisterer til å hindre tidlig frigivelse før den ønskede fiigivelsestiden i formasjonen.

Den innkapslede bryteren har overraskende vist seg å fremvise effektiv frigivelsesgradkontroll ved pHer over 7. Frigivelsesgradkontrollen antas å være et resultat av anvendelsen av tverrbindereni den delvis hydrolyserte akryliske forbindelsen. Tverrbindingsprosessen antas å hindre eller assistere i å minimalisere den kaustiske "svellingen" av de akryliske forbindelsene som er godt kjent for fagmannen innenfor området med å anvende akryliske filmbelegg. Tverrbindingsbelegget har vist seg effektivt å kontrollere frigivelsesgraden av bryteren når den er innbefattet i et vandig fraktureringsfluid som har en pH på fra ca. 2 til ca. 12.

Den kontrollerte frigivelsen av bryteren fra den innkapslede bryteren blir utført uten vesentlig lekkasje av bryteren gjennom membranen før perioden hvori hoveddelen av bryteren frigis. Bryteren frigis enten ved kontakt med det vandige fluidet i fraktureringsfluidet eller et hvilket som helst annet vandig fluid som kan kontakte den innkapslede bryteren etter sprøbruddsvikt av membranen i den underjordiske formasjonen eller borehullet som penetrerer formasjonen.

For ytterligere å illustrere den foreliggende oppfinnelsen, og ikke som noen begrensning, er følgende eksempler gitt.

EKSEMPEL 1

Ca. 1000 g av 20-40 mesh (U.S. Sieve Series) ammoniumpersulfat ble plassert i en Wurster-fluidisert sengapparatur. Wurster-enheten ble innstilt for å tilveiebringe bunnspraying i prøverøret. En 1,07 mm dyse ble anvendt. Beleggmaterialet ble påført ved en beleggmiddeltemperatur på 40-45°C, et atomiseringslufttrykk på 40 psi, en lufthastighet på 25 til 40 scfm og en spraystrømningshastighet på 10 ml/min. Til å begynne med sengen tilsatt en veid mengde (1000 g) partikler gjennom en innløpsåpning lokalisert på toppen av sengen. Blåseren, slik som en Fuji Ring Compressor Model # VFC904A-7W, ble skrudd på og strømningshastighetene ble justert for innside- og utsideluften. Deretter ble varmeapparatet skrudd på. Den ønskede temperaturen ble oppnådd ved å justere temperaturkontrollenheten, slik som en Antunes TCE Temperature Controller and Indicator Model # 2408PL-04W-B40. Etter 10-15 minutter hadde den fluidiserende luften varmet opp sengen av partikler til ønsket temperatur. Atomiseringsluften ble skrudd på og justert til det ønskede trykket og den ønskede strømningshastigheten. Beleggvæsken ble deretter kontinuerlig påført. Dette omfattet pumping av væsken fra en rørt beholder via en peristaltisk pumpe, slik som en Masterflex C/L Compact Dual-Channel Pump Model # P-77120-60, til dysen plassert i sengen. Idet belegget var påført, ble varmeapparatet skrudd av og blåseren ble kjørt i ca. 10-15 minutter for å avkjøle produktet i enheten. Deretter ble de belagte partiklene fjernet fra utløpsåpningen lokalisert over fordelingsplaten i Wurster-enheten.

Beleggmidlet ble fremstilt ved å tilsette 557 g vann til 1071 g av den delvis hydrolyserte akrylat/silikablandingen. Blandingen inneholdt 30,7% silika, i forhold til vekt, og 20,5% akrylatharpiks. Deretter ble 25 g av en tverrbinder som innbefatter en aziridinprepolymer, tilstede som en 50% løsning, tilsatt til blandingen og belegget ble deretter påført. Ved anvendele av formuleringen ovenfor ble et innkapslet produkt fremstilt som har et 45 vekt-% belegg.

Frigivelsesprofilen til prøven ble bestemt ved anvendelse av følgende fremgangsmåte. En prøve som innbefatter 0,11 g av den innkapslede bryteren og 11 g av 20/40 mesh Carbo-Prop™ proppemiddel ble nedsenket i 50 cc vann og rørt kontinuerlig ved romtemperatur. Etter en gitt tid ble prøvene fjernet og prøvene ble analysert for persulfat ved anvendelse av jodometriske titreringsmetoder. Frigivelsesprofilen er fremsatt nedenfor i tabell I.

EKSEMPEL II

For å bestemme frakturerbarheten til belegget under et påført stress, slik som underjordisk formasjonslukningstrykk, ble følgende test utført. En testblanding bestående av 0,11 g innkapslet bryter og 11 g av 20/40 mesh Carbo-Prop™ proppemiddel ble plassert i en testsylinder på 7,62 cm diameter. Et stempel, 8,9 cm langt, som ble løst tilpasset på innsiden av sylinderen, ble plassert på toppen av de tilsatte partiklene og hele anordningen ble plassert under hydraulisk trykk. En belastning på 62.720 N (141001bf) ble pålagt som korresponderer til et gjennomsnittlig påført stress på ca. 13,8 Mpa (2000 psi). Belastningen ble påført i løpet av en periode på et minutt til en verdi på 62.720 N ble oppnådd og deretter ble trykket holdt konstant i to minutter. Denne fremgangsmåten korresponderer til fremgangsmåten identifisert som American Petroleum Institute RP 56: "Procedure for Testing Frac Sand," Section 8 og "Recommended Frac Sand Crush Resistance Test", 1994. Omfanget av partikkelbrudd ble bestemt ved å måle konsentrasjonen av ammoniumpersulfat frigitt til vann i løpet av

10 minutter ved anvendelse av en jodometrisk titreringsprosedyre. Frigivningen av bryteren er fremsatt i tabellen nedenfor:

De foregående resultater demonstrerer klart effekten pålagt stress har på frakturering av innkapslingsbelegget.

EKSEMPEL III

For å bestemme effekten av herding av den innkapslede bryteren ved hevet temperatur, ble følgende test utført. Prøver ble fremstilt og herdet ved romtemperatur i to dager ved 60°C. Testprosedyrene i eksemplene I og II ble anvendt for å bestemme prosent ammoniumpersulfat frigitt ved lekkasje og knusing. Resultatene er fremsatt nedenfor: Resultatene viser klart at herding reduserer lekkasjefrigivelsesgrad av bryter fra innkapslet bryter og forbedrer knusefrigivelsesgraden som derved gir en måte å regulere graden av frigivelse fra den innkapslede bryteren.

EKSEMPEL IV

For å bestemme effekten av konsentrasjonen av det partikulære materialet i belegget har på frigivelsesgraden av ammoniumpersulfat fra den innkapslede bryteren, ble prøver fremstilt med partikulær konsentrasjon som fremsatt nedenfor. Det partikulære materialet besto av silika med en 2,1 midlere partikkeldiameter. Prøvene hadde et 15 eller 25 vekt-% belegg av delvis hydrolysert akrylforbindelse. Testfremgangsmåtene i eksemplene I og II ble anvendt og prøvene ble samlet opp etter 10 minutter. Resultatene er fremsatt nedenfor i tabell IV.

Resultatene av testene demonstrerer klart at tilstedeværelsen av partikulært materiale i belegget påvirker frigivelseshastigheten til det innkapslede materialet.

Mens det som anses å innbefatte foretrukne utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse er blitt beskrevet, er det å forstå at forskjellige andre modifikasjoner vil være klart og kan enkelt utføres av fagmannen uten å fjerne seg fra ånden og omfanget av oppfinnelsen slik den er fremsatt i de vedlagte krav.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid introdusert i en underjordisk formasjon,karakterisert vedat den innbefatter å introdusere under trykk et viskositetsreduserende middel innkapslet med en membran som innbefatter en delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, som blandes med et partikulært materiale av mikronstørrelse for å danne nevnte membran, nevnte membran har blitt herdet etter dannelse ved en temperatur over 115°F (46,1°C) før introduksjon av nevnte fluid til nevnte formasjon med nevnte vandige fraktureringsfluid, og redusere nevnte introduksjonstrykk slik at eventuelle resulterende frakturer i nevnte formasjon i det minste delvis lukkes etter at nevnte innkapslede viskositetsreduserende middel og frakturerer i det minste en del av partiklene med innkapslet middel, hvorved nevnte vandige fraktureringsfluid kan bringes i kontakt med nevnte viskositetsreduserende middel for å frigi minst en del av nevnte viskositetsreduserende middel i kontakt dermed.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte membran herdes ved en temperatur i området fra ca. 115°F (46,1°C) til 145°F (62,8°C) i minst 1 time.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte viskositetsreduserende middel innbefatter minst et medlem utvalgt fra gruppen som består av natriumpersulfat, ammoniumpersulfat, kaliumpersulfat, sitronsyre, fumarsyre, hemicelluloseenzym og perborater.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte partikulære materiale av mikronstørrelse er tilstede i en mengde på minst ca.

20% av nevnte belegg.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat nevnte partikulære materiale av mikronstørrelse har en midlere partikkeldiameter på fra 2 til ca. 3 mikron og innbefatter silika.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat minst en del av nevnte materiale av mikronstørrelse har en partikkelstørrelse i området fra ca. 1 til ca. 15 mikron.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte aziridinprepolymer innbefatter pentaerytritol-tris-[B-(aziridinyl)propionat ].

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte aziridinprepolymer er tilstede i en mengde i området fra ca. 2,5 til ca. 3,5 vekt-% av nevnte delvis hydrolyserte akryliske partikulære materiale av mikronstørrelse.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte aziridinprepolymer er tilstede i en mengde på fra ca. 1 til ca. 5 vekt-% av nevnte delvis hydrolyserte akryliske partikulære materiale av mikronstørrelse.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte fraktureringsfluid har en pH i området fra ca. 2 til ca. 12.

11. Fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid som har en pH over ca. 7 og assistere ved fjerning av filterkaken produsert fra nevnte fraktureringsfluid i en underjordisk formasjon,karakterisert vedat den innbefatter å introdusere ved et hevet trykk til nevnte formasjon for kontakt med nevnte fraktureringsfluid og filterkake i nevnte formasjon en innkapslet bryter, nevnte innkapslede bryter innbefatter en bryter fra nevnte fraktureringsfluid innelukket i en membran som innbefatter en delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, nevnte membran inkluderer en mengde av partikulært materiale over 1 mikron i nevnte membran, nevnte membran herdes i minst ca. 1 time ved en temperatur på minst ca. 115°F (46,1°C), nevnte membran fraktureres slik at nevnte bryter kan frigis fra nevnte membran til fraktureringsfluidet for å bryte fraktureringsfluidet etter en reduksjon i introduksjonstrykket.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte membran herdes ved en temperatur i området fra ca. 115°F (46,1°C) til 145°F (62,8°C) i minst 1 time før introduksjon til nevnte underjordiske formasjon.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte bryter innbefatter minst et medlem utvalgt fra gruppen av natriumpersulfat, ammoniumpersulfat, kaliumpersulfat, sitronsyre, fumarsyre, hemicelluloseenzym og perborater.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte partikulære materiale av mikronstørrelse har en midlere partikkeldiameter på fra ca. 2 til ca. 3 mikron og innbefatter silika.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte aziridinprepolymer innbefatter pentaerytritol-tris-[B-(aziridinyl)propionat ].

16. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte aziridinprepolymer er tilstede i en mengde fra ca. 1 til ca. 5 vekt-% av nevnte delvis hydrolyserte akryliske partikulære materiale av mikronstørrelse.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte innkapslede bryter og fraktureringsfluid introduseres sammen til nevnte underjordiske formasjon.

18. Fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid og assistere ved fjerning av filterkake produsert derfra i løpet av behandling av en underjordisk formasjon,karakterisert vedat den innbefatter å introdusere til nevnte formasjon som fraktureres med minst en del av nevnte fraktureringsfluid en bryter, nevnte innkapslede bryter innbefatter en vannløselig bryter for nevnte fraktureringsfluid innkapslet i en membran som innbefatter delvis hydrolysert akrylisk forbindelse tverrbundet enten med en aziridinprepolymer eller et karbodiimid, nevnte membran som inneholder en sprøhetsbevirkende mengde av et silikapartikulært materiale med over 1 mikron i størrelse, nevnte membran har blitt herdet ved en temperatur på minst ca. 115°F (46,1°C), slik at nevnte membran fraktureres utsettes for sprøbrudd, hvorved nevnte innkapslede bryter kan løses ved et vandig fluid som kontakter eksponert bryter etterfølgende frakturering av nevnte membran.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 18,karakterisert vedat nevnte bryter innbefatter minst et medlem utvalgt fra gruppen av natriumpersulfat, ammoniumpersulfat, kaliumpersulfat, sitronsyre, fumarsyre, hemicelluloseenzym og perborater.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 18,karakterisert vedat minst en del av nevnte materiale av mikronstørrelse har en partikkelstørrelse i området fra ca. 1 til ca. 15 mikron.