BRPI0700126B1 - Compósito compreendendo um particulado poroso e um agente para tratamento de poços solúveis em hidrocarbonetos - Google Patents
Compósito compreendendo um particulado poroso e um agente para tratamento de poços solúveis em hidrocarbonetos Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0700126B1 BRPI0700126B1 BRPI0700126-6A BRPI0700126A BRPI0700126B1 BR PI0700126 B1 BRPI0700126 B1 BR PI0700126B1 BR PI0700126 A BRPI0700126 A BR PI0700126A BR PI0700126 B1 BRPI0700126 B1 BR PI0700126B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- well treatment
- composite
- well
- porous
- treatment agent
- Prior art date
Links
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 22
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 18
- -1 oxygen scavengers Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims description 31
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 27
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 22
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 15
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 11
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 10
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 9
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 9
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 7
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 4
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 3
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 5
- 230000002939 deleterious effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 abstract description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 abstract description 2
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 abstract 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 abstract 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 45
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 29
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 24
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 24
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 15
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 8
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 7
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 7
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 7
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 5
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 4
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 1,3-benzothiazole-2-thiol Chemical compound C1=CC=C2SC(S)=NC2=C1 YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GODZNYBQGNSJJN-UHFFFAOYSA-N 1-aminoethane-1,2-diol Chemical compound NC(O)CO GODZNYBQGNSJJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 2
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000011044 succinic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GRWFGVWFFZKLTI-UHFFFAOYSA-N α-pinene Chemical compound CC1=CCC2C(C)(C)C1C2 GRWFGVWFFZKLTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JNBVLGDICHLLTN-DZUOILHNSA-N (2s)-2-acetamido-n-[(2s,3s)-4-[[[(2s)-2-acetamido-3-methylbutanoyl]amino]-(cyclohexylmethyl)amino]-3-hydroxy-1-phenylbutan-2-yl]-3-methylbutanamide Chemical compound C([C@H](NC(=O)[C@@H](NC(C)=O)C(C)C)[C@@H](O)CN(CC1CCCCC1)NC(=O)[C@@H](NC(C)=O)C(C)C)C1=CC=CC=C1 JNBVLGDICHLLTN-DZUOILHNSA-N 0.000 description 1
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BIGYLAKFCGVRAN-UHFFFAOYSA-N 1,3,4-thiadiazolidine-2,5-dithione Chemical compound S=C1NNC(=S)S1 BIGYLAKFCGVRAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRWFGVWFFZKLTI-IUCAKERBSA-N 1S,5S-(-)-alpha-Pinene Natural products CC1=CC[C@@H]2C(C)(C)[C@H]1C2 GRWFGVWFFZKLTI-IUCAKERBSA-N 0.000 description 1
- GGQRKYMKYMRZTF-UHFFFAOYSA-N 2,2,3,3-tetrakis(prop-1-enyl)butanedioic acid Chemical compound CC=CC(C=CC)(C(O)=O)C(C=CC)(C=CC)C(O)=O GGQRKYMKYMRZTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PFBBCIYIKJWDIN-BUHFOSPRSA-N 2-[(e)-tetradec-1-enyl]butanedioic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC\C=C\C(C(O)=O)CC(O)=O PFBBCIYIKJWDIN-BUHFOSPRSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RSPWVGZWUBNLQU-FOCLMDBBSA-N 3-[(e)-hexadec-1-enyl]oxolane-2,5-dione Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC\C=C\C1CC(=O)OC1=O RSPWVGZWUBNLQU-FOCLMDBBSA-N 0.000 description 1
- URVNZJUYUMEJFZ-UHFFFAOYSA-N 3-tetradec-1-enyloxolane-2,5-dione Chemical compound CCCCCCCCCCCCC=CC1CC(=O)OC1=O URVNZJUYUMEJFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OUNGEYCHISFUEC-UHFFFAOYSA-N 4-decyl-2h-triazole Chemical compound CCCCCCCCCCC=1C=NNN=1 OUNGEYCHISFUEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JATLSJIWVNJRMN-UHFFFAOYSA-N 4-dodecyl-2h-triazole Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CNN=N1 JATLSJIWVNJRMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000089 Cyclic olefin copolymer Polymers 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical class NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AAHZZGHPCKJNNZ-UHFFFAOYSA-N Hexadecenylsuccinicacid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCC=CC(C(O)=O)CC(O)=O AAHZZGHPCKJNNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical class OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical class [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IYFATESGLOUGBX-YVNJGZBMSA-N Sorbitan monopalmitate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O IYFATESGLOUGBX-YVNJGZBMSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N Succinic acid Natural products OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000779819 Syncarpia glomulifera Species 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- MVNCAPSFBDBCGF-UHFFFAOYSA-N alpha-pinene Natural products CC1=CCC23C1CC2C3(C)C MVNCAPSFBDBCGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 description 1
- QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N benzotriazole Chemical compound C1=CC=C2N[N][N]C2=C1 QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012964 benzotriazole Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical class O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 150000002646 long chain fatty acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- QKOHYQVZNLEAJH-UHFFFAOYSA-N oxomethylidenemanganese Chemical class O=C=[Mn] QKOHYQVZNLEAJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005702 oxyalkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 125000006353 oxyethylene group Chemical group 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000001739 pinus spp. Substances 0.000 description 1
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920001228 polyisocyanate Polymers 0.000 description 1
- 239000005056 polyisocyanate Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 229920005996 polystyrene-poly(ethylene-butylene)-polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 239000008262 pumice Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229940048842 sodium xylenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M sodium;3,4-dimethylbenzenesulfonate Chemical compound [Na+].CC1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1C QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 1
- 235000011071 sorbitan monopalmitate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001570 sorbitan monopalmitate Substances 0.000 description 1
- 229940031953 sorbitan monopalmitate Drugs 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 description 1
- 229940014800 succinic anhydride Drugs 0.000 description 1
- KZNICNPSHKQLFF-UHFFFAOYSA-N succinimide Chemical class O=C1CCC(=O)N1 KZNICNPSHKQLFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 229920006029 tetra-polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000000000 tetracarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000004867 thiadiazoles Chemical class 0.000 description 1
- 150000003557 thiazoles Chemical class 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003852 triazoles Chemical class 0.000 description 1
- 150000003628 tricarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- QXJQHYBHAIHNGG-UHFFFAOYSA-N trimethylolethane Chemical class OCC(C)(CO)CO QXJQHYBHAIHNGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 1
- 229940036248 turpentine Drugs 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/706—Encapsulated breakers
-
- 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
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
COMPÓSITOS POROSOS CONTENDO AGENTES PARA TRATAMENTO DE POÇOS SOLÚVEIS EM HIDROCARBONETOS E PROCESSOS PARA A UTILIZAÇÃO DOS MESMOS. A presente invenção refere-se a compósitos contendo um agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto podem ser fornecidos a um poço utilizando um particulado poroso. Tais agentes para tratamento de poços podem, por exemplo, inibir a formação de parafinas, sais, hidratos gasosos, asfaltenos e/ou outros processos deletérios tal como a emulsificação (tanto de água-em-óleo quanto de óleo-em-água). Ainda, outros agentes para tratamento de poços incluem agentes formadores de espuma, agentes de expulsão de oxigênio, biocidas e tensoativos assim como outros agentes em que se deseja uma liberação lenta no poço de produção.
Description
[0001] A presente invenção refere-se a compósitos que contêm agentes para tratamento de poços solúveis em hidrocarboneto que são incorporados em particulados porosos. Após serem introduzidos em fluidos para campos de petróleo, os agentes para tratamento de poços dos compósitos são lentamente liberados nos ambientes.
[0002] Os fluidos para campos de petróleo (por exemplo, óleo, gás e água) são misturas complexas de hidrocarbonetos alifáticos, moléculas aromáticas, heteroatômicas, sais aniônicos e catiônicos, ácidos, areias, sedimentos, argilas e um arranjo amplo de outros componentes. A natureza destes fluidos combinada com condições rigorosas de calor, pressão e turbulência aos quais são freqüentemente submetidos durante a recuperação, são fatores que contribuem para o depósito de parafina (incluindo a precipitação de cristais de cera), para a emulsificação (tanto água-em-óleo quanto óleo-em-água), formação de hidrato gasoso, corrosão e precipitação de asfalteno em óleo e/ou poços de produção de gás e equipamento de superfície. Isto, por sua vez, diminui a permeabilidade da formação subterrânea, reduz a produtividade dos poços e encurta o tempo de vida do equipamento de produção. A fim de se livrar de tais depósitos e precipitados indesejados dos poços e do equipamento, é necessário interromper a produção o que é tanto demorado como caro.
[0003] Por exemplo, as ceras de hidrocarboneto de parafina que tendem a precipitar e cristalizar a baixas temperaturas, fazem com que o óleo perca sua fluidez. Ao longo de uma faixa de temperaturas, estes cristais de cera de parafina continuam a se agregar e podem ainda solidificar o óleo. Isto cria dificuldades no transporte do combustível de petróleo ou do óleo bruto através das linhas de fluxo, válvulas e bombas. Os cristais de cera de parafina são particularmente problemáticos a temperaturas mais baixas e em climas mais frios em que, à medida que a temperatura cai e se aproxima ao ponto de fluidez do óleo bruto, o transporte do óleo bruto fica mais difícil. Uma vez fora da solução, os cristais de cera de parafina freqüentemente obstruem as linhas de fluxo, os encanamentos de produção, linhas de fluxo, as telas e os filtros.
[0004] Vários agentes para tratamento de poços são freqüentemente utilizados na produção de poços para prevenir os efeitos deletérios causados por tais formações e precipitados. Por exemplo, os agentes de diminuição do ponto de fluidez e os modificadores do cristal de cera foram utilizados para alterar a natureza dos cristais de cera que precipitam do combustível de petróleo ou do óleo bruto, reduzindo assim a tendência dos cristais de cera de se transformarem em um gel.
[0005] É essencial que tais agentes para tratamento de poços sejam colocados em contato com os fluidos para campos de petróleo contidos na formação antes que tais fluidos entrem no buraco do poço onde os efeitos deletérios são comumente encontrados. São conhecidos na técnica vários métodos para a introdução de tais agentes para tratamento de poços em poços de produção. Uma desvantagem principal de tais métodos da técnica anterior é a dificuldade em liberar o agente para tratamento de poços no poço ao longo de um período de tempo constante. Como um resultado, os tratamentos têm ser repetidamente realizados para garantir que o nível necessário de agente para tratamento de poços esteja continuamente presente no poço. Tais tratamentos resultam na perda de rendimento da produção por causa da interrupção do funcionamento.
[0006] São, portanto, procurados métodos de tratamento para a introdução de agentes para tratamento de poços em poços de óleo e/ou de gás em que o agente para tratamento de poços pode ser liberado ao longo de um período de tempo constante. É desejado que tais métodos não requeram atenção contínua dos operadores ao longo de períodos prolongados.
[0007] Os compósitos da invenção são compostos de um particulado poroso e pelo menos um agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto. Os compósitos possuem capacidade de serem aplicados particularmente no tratamento de um poço que penetra uma formação subterrânea. Em uma modalidade preferida, os compósitos são empregados na forma de agentes de propulsão. Os compósitos podem ser adicionados a um fluido transporte ou de tratamento, quando necessário, para bombeamento para dentro da formação.
[0008] A porosidade e a permeabilidade do particulado poroso é tal que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto pode ser absorvido nos espaços intersticiais do material particulado poroso. Tipicamente, o particulado poroso do compósito possui uma porosidade que não é maior que 30%.
[0009] O particulado poroso é preferencialmente uma cerâmica porosa não tratada, um óxido inorgânico ou um material polimérico orgânico. Os particulados porosos adequados incluem aluminossilicatos, carbureto de silício, alumina e outros materiais com base em sílica.
[00010] O agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto é preferencialmente um desemulsificante, um inibidor de corrosão, um inibidor de parafina tal como um modificador de cristal de cera, um inibidor de hidrato gasoso, um agente de floculação, um agente de dispersão de asfalteno ou uma combinação dos mesmos.
[00011] São preferidos como agentes para tratamento de poços solúveis em hidrocarboneto os modificadores poliméricos de cristal de cera, tais como os selecionados de co-polímeros de etileno/acetato de vinila, homopolímeros e co-polímeros de ésteres de acrilato, resinas de fenol-aldeído e co-polímeros de olefina/ésteres maléicos co-polímeros.
[00012] Os compósitos possuem aplicabilidade particular no tratamento de um poço que penetra em uma formação subterrânea uma vez que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto é lentamente lixiviado no fluido de poço ao longo de um período de tempo.
[00013] Para entender mais completamente as figuras referidas na descrição detalhada da presente invenção, é apresentada uma breve descrição de cada figura, em que:
[00014] A figura 1 ilustra a permeabilidade dos compósitos impregnados porosos da invenção versus areia de Ottawa 20/40.
[00015] A figura 2 ilustra a condutividade dos compósitos impregnados porosos da invenção versus areia de Ottawa 20/40.
[00016] Os compósitos da invenção são capazes de fornecer um meio de liberar lentamente um agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto para dentro de uma formação subterrânea. Os compósitos da invenção são compostos de um particulado poroso e pelo menos um agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto. Tipicamente, o tamanho de partícula do particulado poroso fica tipicamente entre aproximadamente 0,3 mm até aproximadamente 5 mm, preferencialmente entre aproximadamente 0,4 até aproximadamente 2 mm.
[00017] A porosidade e a permeabilidade do particulado poroso são tais que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto pode ser absorvido nos poros do material poroso particulado. Tipicamente, a porosidade do particulado poroso fica entre aproximadamente 5 até aproximadamente 30 por cento do volume. Um instrumento disponível comercialmente que utiliza intrusão de mercúrio, tal como o AutoPoro Mercury Porosimeter (Micromeritics, Norcross, GA), para a medida da porosidade interna do particulado e o volume intersticial (de um recheio) pode ser utilizado para determinar a porosidade do particulado poroso. Os exemplos de tipos de materiais adequados para uso na forma de particulados porosos incluem particulados que possuem uma matriz porosa.
[00018] Os particulados porosos são geralmente esféricos e insolúveis em fluidos para poços sob condições subterrâneas, tais como a temperaturas menores que aproximadamente 250°C e pressões menores que aproximadamente 80 MPa. Os particulados podem ser suficientemente fortes para serem utilizados por si só a altas pressões. Podem ainda ser utilizados em associação com outros agentes para tratamento de poços incluindo materiais propulsores não porosos, tal como uma areia.
[00019] O particulado poroso do compósito pode ser qualquer particulado de cerâmica poroso que ocorre naturalmente ou fabricado ou engenheirado, assim como qualquer material polimérico orgânico, que possua uma porosidade inerente e/ou induzida e exiba as propriedades físicas necessárias, tais como características de partícula, resistência desejada e/ou densidade aparente, para se ajustar às condições buraco abaixo particulares para o tratamento de poços.
[00020] Por exemplo, quando utilizado na fratura hidráulica e/ou nos tratamentos de controle de areia, o particulado poroso pode ser selecionado de forma a exibir resistência ao esmagamento sob condições tão altas quanto esforço de fechamento de 68,94 MPa (10.000 psi), API RP 56 ou API RP 60, geralmente um esforço de fechamento entre aproximadamente 1.723,7 (250) até aproximadamente 55,15 MPa (8.000 psi).
[00021] Os particulados de cerâmica porosos podem ser seletivamente produzidos partindo de materiais brutos tais como os descritos na Patente U.S. No 5.188.175; na Patente U.S. No 4.427.068; e na Patente U.S. No 4.522.731, que são cada uma incorporada aqui como referência, tal como através da inclusão de etapas de processo selecionadas no processo de produção do material inicial para resultar em um material que possua as características desejadas de porosidade, permeabilidade, densidade aparente ou gravidade específica aparente (ASG) e combinações das mesmas.
[00022] São adequados como materiais de cerâmica inorgânicos alumina, vidro magnético, óxido de titânio, óxido de zircônio, carbureto de silício, aluminossilicatos e outros materiais com base em sílica.
[00023] Os exemplos de materiais porosos particulados não naturais para uso na invenção incluem, mas não estão limitados a partículas de cerâmica porosas, tais como partículas caoliníticas queimadas, assim como bauxita parcialmente sinterizada. Os particulados porosos podem ainda ser materiais de cerâmica porosos naturais, tais como rochas vulcânicas de baixo peso, como pedra- pomes, assim como perlita e outras "lavas" porosas como basalto poroso do Havaí (vesicular), Diabase porosa da Virgínia e Rhyolite de Utah. Tais materiais que ocorrem naturalmente podem ser reforçados ou endurecidos através do uso de agentes de modificação para aumentar a capacidade do material que ocorre naturalmente de resistir à deformação. Pode ser empregado um agente aglutinante de amido.
[00024] Ainda, são adequados como particulados porosos os particulados apresentados na Patente U.S. No 5.964.291.
[00025] Os materiais poliméricos adequados para uso como os particulados porosos incluem resinas termoendurecível, tais como poliestireno, um co-polímero de estireno-divinilbenzeno, um poliacrilato, um polialquilacrilato, um éster de poliacrilato, um éster de polialquil acrilato, um amido modificado, um poliepóxido, um poliuretano, um poliisocianato, uma resina de fenol formaldeído, uma resina de furano ou uma resina de melamina formaldeído.
[00026] Os compósitos da invenção podem ser empregados com fluidos transportes ou de tratamento para facilitar a colocação do compósito em uma localização desejada dentro da formação. Os fluidos podem ser gelificados ou não gelificados. Em uma modalidade, os compósitos porosos podem ser introduzidos ou bombeados para dentro de um poço assim como partículas com flutuação neutra, por exemplo, em um fluido transporte de solução de cloreto de sódio saturada ou um fluido transporte que é qualquer salmoura para processamento ou acabamento conhecida na técnica.
[00027] Em uma modalidade preferida, o material poroso particulado é um material particulado com peso relativamente baixo ou com flutuação substancialmente neutra. O termo "peso relativamente baixo" deve ser referir a um particulado que tenha uma ASG (API RP 56) que é substancialmente menor que a de um material particulado convencional empregado em operações de fratura hidráulica ou de controle de areia, por exemplo, areia (possuindo uma ASG, API RP 60, de 2,65) ou bauxita (possuindo uma ASG de 3,55). A ASG de um material com peso relativamente baixo é preferencialmente menor que aproximadamente 2,4, mais preferencialmente menor que ou igual a 2,0, ainda mais preferencialmente menor que ou igual a 1,75, mais preferencialmente menor que ou igual a 1,25.
[00028] Ainda, mesclas dos materiais referidos podem ser utilizadas para atingir os resultados e/ou custos desejados para o tratamento de poços. As mesclas podem consistir dos particulados porosos referidos assim como dos particulados não incluídos dentro dos particulados porosos da invenção. Os tipos de partículas que podem ser selecionados para uso em tais mesclas incluem tais particulados não porosos como areia convencional, tal como a areia de Ottawa.
[00029] Tais tipos diferentes de particulados podem ser selecionados, por exemplo, para conseguir uma mescla de gravidades ou densidades específicas diferentes em relação ao fluido transporte selecionado. Por exemplo, uma mescla de três partículas diferentes pode ser selecionada para uso em um tratamento de fratura na água para formar uma mescla de particulados para tratamento de poços que possuem três gravidades específicas diferentes, tal como uma ASG do primeiro tipo de partícula de aproximadamente 1 até menos que aproximadamente 1,5; uma ASG do segundo tipo de partícula de mais que aproximadamente 1,5 até aproximadamente 2,0; e a ASG do terceiro tipo de partícula de aproximadamente mais que aproximadamente 2,0 até aproximadamente 3,0; ou em uma modalidade específica os três tipos de partículas possuindo as respectivas gravidades específicas de aproximadamente 2,65, aproximadamente 1,7 e aproximadamente 1,2. Em um exemplo, pelo menos um dos tipos de particulados selecionados para o tratamento de poços pode ser selecionado como tendo uma flutuação substancialmente neutra no fluido transporte ou de tratamento selecionado.
[00030] Uma vez que os agentes para tratamento de poços empregados nos compósitos são capazes de ser absorvidos nos espaços intersticial dos particulados porosos, os agentes para tratamento de poços podem ser lentamente liberados do compósito após a introdução em uma área direcionada. O compósito da invenção permite, portanto, um fornecimento contínuo do agente para tratamento de poços na área direcionada.
[00031] O agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto é preferencialmente um desemulsificante, um inibidor de corrosão, um inibidor de parafina, um inibidor de hidrato gasoso, um agente de floculação, um agente de dispersão de asfalteno ou um modificador de cristal de cera ou uma combinação dos mesmos.
[00032] Os modificadores poliméricos de cristal de cera úteis na presente invenção incluem geralmente acrilatos e metacrilatos com grupos pendentes de C16 até C50, assim como polímeros com longos segmentos de cadeia de carbono saturados em repetição tais como co-polímeros de vinil acetato de etileno. Estes incluem, mas não estão limitados a ésteres de acrilato ou de metacrilato de álcoois de cadeia longa, ésteres alcoólicos de cadeia longa de ácido maléico, ésteres de ácidos graxos de cadeia longa de polímeros de acrilato e de metacrilato, ésteres de alquil olefina maléicos e polímeros de vinil acetato de etileno com pesos moleculares variáveis. Ainda, os modificadores de cristal de cera podem incluir aqueles que possuem compostos polares solúveis em óleo contendo grupos iônicos ou polares, por exemplo, sais de amina e/ou amidas, que podem ser obtidos através da reação de aminas alifáticas ou aromáticas, preferencialmente aminas alifáticas de cadeia longa, com ácidos mono-, di-, tri- ou tetracarboxílicos alifáticos ou aromáticos ou anidridos dos mesmos. São também considerados os co-polímeros, os terpolímeros e os tetrapolímeros.
[00033] Outros modificadores de cristal de cera incluem co- polímeros de anidrido maléico e compostos alfa-, beta-insaturados, que podem, se desejado, ser reagidos com monoalquilaminas primárias e/ou álcoois alifáticos, os produtos da reação de alquenilspirobislactonas com aminas e produtos da reação de terpolímeros com base em anidridos dicarboxílicos alfa-, beta- insaturados, compostos alfa-, beta-insaturados e éteres de polioxialquileno de álcoois insaturados inferiores. As resinas de alquilfenol-formaldeído são também adequadas com agentes de dispersão de parafina.
[00034] Os modificadores de cristal de cera preferidos incluem co- polímeros de vinil acetato de etileno, ésteres de alquila olefina maléica, ésteres de acrilato, ésteres metacrílicos e misturas dos mesmos incluindo homopolímeros e co-polímeros de ésteres lineares C’6-C24 de ácidos acrílicos e metacrílicos e ésteres de co-polímero C20 alfa olefina-maléico de álcoois lineares C16-C24 e resinas C16-C28 de fenol formaldeído substituídas em para.
[00035] São preferidos os modificadores poliméricos de cristal de cera tais como os selecionados de co-polímeros de etileno/acetato de vinila, homopolímeros e co-polímeros de ésteres de acrilato, resinas de fenol-aldeído e co-polímeros de olefina/ésteres maléicos.
[00036] Os agentes para tratamento de poços solúveis em óleo dos compósitos são lentamente liberados dentro dos fluidos de produção. Por exemplo, a formação de precipitados de cristais de cera que freqüentemente impede o fluxo e o transporte do óleo bruto ao longo do encanamento, das linhas de fluxo e das bombas é interrompida pela liberação lenta de modificadores de cristais de cera poliméricos no compósito. Os compósitos são, portanto, eficientes em retardar a formação de precipitados de cristais de parafina, enquanto permanecem fluidos ao longo de uma faixa de temperaturas de -40°C até 70°C. Os compósitos são ainda eficientes nos modificadores de cristal de cera para proteção contra ação do inverno ou congelamento.
[00037] Os exemplos de agentes desemulsificantes que são úteis incluem, mas não estão limitados a polióis oxialquilados, produtos da condensação de fenol-formaldeído oxialquilados, poliaminas oxialquiladas, sulfonatos de alquil benzeno, óxidos de polietileno, óxidos de polipropileno, co-polímeros em blocos de óxido de etileno e óxido de propileno, condensados de glicol amina e sais e ésteres de ácidos solúveis em óleo.
[00038] Por exemplo, pode-se utilizar trimetilol alcanos oxialquilados com pesos moleculares na faixa de 1.000 até 10.000 e preferencialmente na faixa de 3.000 até 8.000. Preferencialmente, o trimetilol alcano oxialquilado é um trimetilol etano ou propano oxialquilado, especialmente quando os grupos oxialquilenos forem compostos de uma mistura de grupos propilenoóxi e etilenóxi e quando estes grupos estão dispostos para formarem blocos relativamente hidrofóbicos adjacentes ao grupo trimetilol e blocos relativamente hidrofílicos remotos em relação ao grupo trimetilol.
[00039] Um outro tipo de desemulsificantes adequados é constituído de produtos da condensação de alquil fenol-formaldeído oxialquilado. Tipicamente, estes produtos possuem pesos moleculares na faixa de aproximadamente 4.000 até aproximadamente 6.000 e são compreendidos de grupamentos de fenol substituídos por alquila inferior ligados juntos através de grupos metileno e em que os grupos hidroxila dos grupamentos fenólicos foram etoxilados. Tais produtos podem ser fornecidos na forma de um concentrado em um solvente aromático.
[00040] Um outro tipo adequado de desemulsificante é compreendido dos derivados tetrapolioxialquileno de etileno diamina, especialmente os derivados tetrapoli (oxietileno)-poli (oxipropileno) de etileno diamina. As misturas de sulfonatos de alquilarila, polioxialquileno glicóis e resinas alquilfenólicas oxialquiladas também são adequadas. São também úteis como desemulsificantes os co- polímeros em bloco de óxido de propileno e óxido de etileno. Os condensados de glicol amina adequados estão disponíveis sob o nome comercial TRITON da Rohm & Haas Company.
[00041] Os exemplos de inibidores de corrosão úteis para a prática da invenção incluem tiazóis, triazóis e tiadiazóis. Os exemplos de tais compostos incluem benzotriazol, totiltriazol, octiltriazol, deciltriazol, dodeciltriazol, 2-mercaptobenzotiazol, 2,5-dimercapto-1,3,4-tiadiazol, 2-mercapto-5-hidrocarbiltio-1,3,4-tiadiazóis, 2-mercapto-5- hidrocarbilditio-1,3,4-tiadiazóis, 2,5-bis (hidrocarbiltio)-1,3,4-tiadiazóis e 2,5-(bis) (hidrocarbilditio)-1,3,4-tiadiazóis.
[00042] Outros tipos de inibidores de corrosão adequados para uso nas composições desta invenção incluem ácidos diméricos e triméricos, tais como os que são produzidos partindo de ácidos graxos de óleo tall, ácido oléico e ácido linoléico. Um outro tipo útil de inibidor de corrosão para uso na prática desta invenção são inibidores de corrosão de ácido alquenil succínico e de anidrido alquenil succínico tais como, por exemplo, ácido tetrapropenilsuccínico, anidrido tetrapropenilsuccínico, ácido tetradecenilsuccínico, anidrido tetradecenilsuccínico, ácido hexadecenilsuccínico e anidrido hexadecenilsuccínico. São também úteis os meio ésteres de ácidos alquenil succínicos que possuem 8 até 24 átomos de carbono no grupo alquenila com álcoois tais como os poliglicóis. Outros inibidores de corrosão adequados incluem derivados do ácido aminossuccínico; éter aminas; fosfatos ácidos; aminas; compostos polietoxilados tais como aminas etoxiladas, fenóis etoxilados e álcoois etoxilados; imidazolinas.
[00043] Os reagentes químicos de tratamento de hidrato gasoso ou os inibidores que são úteis para a prática da presente invenção incluem, mas não estão limitados a ésteres solúveis em óleo de hidroxicarboxamidas alcoxiladas conhecidas na técnica.
[00044] Os exemplos de reagentes químicos para tratamento de asfalteno incluem, mas não estão limitados a sais básicos de ferro de ácidos orgânicos, misturas de hidróxido de ferro e um sabão de cálcio básico, sais de magnésio básicos e solúveis em óleo de ácidos sulfônicos, succinimidas, opcionalmente em combinação com compostos de carbonil manganês solúveis em água e/ou um sal de metal neutro ou alcalino básico ou um sal de metal alcalino terroso de um componente ácido orgânico, assim como aminas graxas alcoxiladas e derivados de amina graxa, opcionalmente em combinação com um sal metálico orgânico.
[00045] Os exemplo de tensoativos incluem tensoativos catiônicos, anfotéricos, aniônicos e não aniônicos incluindo alquil aminas etoxiladas, alquil diaminas etoxiladas, alquil amidas etoxiladas e misturas das mesmas, tais como as representadas pela fórmula:em que R é um grupo metila, n é um número inteiro 2 até 25, x e y são números inteiros e x+y é de 2 até 50.
[00046] Ainda, os tensoativos adequados incluem álcoois alquílicos alcoxilados, monoésteres de alquila alcoxilados, diésteres de alquila alcoxilados e misturas dos mesmos, tais como os representados pelas respectivas fórmulas R-(CH2)p-O-(M-O)m-H; R-(CH2)p-CO-O-(M-O)m-H; e R--(CH2)p-CO-O-(M-O)m-CO-(CH2)p-R em que R é um grupo metila, p é um número inteiro de aproximadamente 5 até 17, m é um número inteiro de aproximadamente 2 até 50, M é CH2-CH2, CH2-CH2-CH2, CH2-CH-CH3, CH2-CH2-CH2-CH2, CH2-CH-(CH3)-CH2 ou misturas dos mesmos.
[00047] Entende-se que o termo "alquila" na alquil amina etoxilada, alquil diamina etoxilada, alquil amida etoxilada, álcoois alquílicos, monoésteres de alquila alcoxilados e diésteres de alquila alcoxilados representa alquil hidrocarbonetos saturados, alquil hidrocarbonetos insaturados ou misturas dos mesmos.
[00048] O agente para tratamento de poços é preferencialmente um material líquido. Se o agente para tratamento de poços for um sólido, este pode ser dissolvido em um solvente adequado, tornando-o assim líquido.
[00049] Os compósitos podem ser preparados através de processos convencionais, tais como eletrofusão, secagem por spray e peletização. Em uma modalidade preferida, os compósitos são preparados através da colocação do particulado poroso em uma solução ou uma suspensão diluída do agente para tratamento de poços e permitindo que o particulado poroso embeba o agente para tratamento de poços.
[00050] Por exemplo, os modificadores de cristal de cera adequados podem ser adicionados e dissolvidos em solvente bipolar ou mistura de solventes a temperaturas elevadas, tipicamente variando de aproximadamente 65°C até aproximadamente 175°C e então resfriados (tipicamente à temperatura ambiente) com mistura para formar uma suspensão das partículas poliméricas do modificador de cristal de cera finamente divididas. Alternativamente, um solvente orgânico (ou solventes) também pode ser adicionado (tipicamente durante a fase de resfriamento) para auxiliar no desenvolvimento da suspensão polimérica. Alternativamente, o solvente orgânico pode ser adicionado na mistura de polímero/solvente antes ou durante a fase de aquecimento. Tensoativos e agentes de suspensão também podem ser adicionados. O particulado poroso é então adicionado à suspensão e a mistura é agitada a uma temperatura em que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto permanece líquido, tipicamente até a saturação ou até que a absorção máxima do particulado poroso seja atingida. A mistura pode ser também realizada a vácuo especialmente quando for desejada a remoção do ar no particulado poroso. O vácuo é tipicamente realizado à ou abaixo da temperatura ambiente.
[00051] Os solventes que podem ser utilizados para o desenvolvimento da suspensão polimérica incluem, mas não estão limitados a dietileno glicol, butanol, isobutanol, 2-etil hexanol, butil carbitol e butil cellosolve. O dietileno glicol é o solvente mais preferido para uso com uma mistura de polímero/solvente bipolar que compreende co-polímeros de vinil acetato de etileno em álcoois monohídricos etoxilados. Entretanto, a seleção do solvente apropriado dependerá em grande parte do tipo de agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto dentro do compósito, assim como da faixa de parâmetros de solubilidade, das características de pontes de hidrogênio e das densidades que são necessários para a formação de partículas poliméricas altamente dispersas e finamente divididas.
[00052] Alternativamente, os modificadores poliméricos de cristal de cera podem ser primeiramente solvatados em um solvente ou uma mistura de solventes alifáticos não polares (tais como querosene e hidrocarboneto de petróleo destilado) ou outros solventes parafínicos aromáticos baixos e então misturados e aquecidos para formar uma solução. Geralmente, a mistura de polímero/solvente alifático é aquecida a uma temperatura acima do ponto de fusão dos polímeros. O solvente é então extraído através da adição de um solvente bipolar tal como o álcool isopropílico com mistura vigorosa para dispersar as partículas de polímero.
[00053] Os solventes bipolares úteis incluem álcoois, álcoois etoxilados, ésteres glicol éter, alcanos e turpenos. Os solventes bipolares preferidos incluem C3-C16 álcoois e/ou álcoois etoxilados com processamento até seis resíduos de óxido de etileno, C2-C10 ésteres de mono-, di- e triglicol éteres, C8-C16 alcanos e turpenos (por exemplo, turpentina, dipenteno e alfa-pineno). Os solventes bipolares mais preferidos incluem álcoois monohídricos etoxilados tal como ALFONIC 6-3 (C6 álcool monohídrico normal condensado com 3 moles de óxido de etileno, disponível comercialmente na Vista Chemical Company) e ALFONIC 810-2 (C8-C10 álcool monohídrico normal misto condensado com 2 moles de óxido de etileno, disponível comercialmente na Vista Chemical Company), 2-etil hexanol, metanol, etanol, butanol, isobutanol, álcool isopropílico e misturas dos mesmos.
[00054] Em geral, 2 até 30% em peso do modificador de cristal de cera são dissolvidos em 5 até 55% em peso do solvente bipolar. Em uma modalidade preferida, 10 até 25% em peso do modificador de cristal de cera são dissolvidos em 35 até 50% em peso do solvente bipolar. Em uma modalidade mais preferida, 15 até 25% em peso do modificador de cristal de cera são dissolvidos em 40 até 50% em peso do solvente bipolar. Uma vez que o modificador de cristal de cera foi dissolvido no solvente bipolar a temperaturas elevadas, é permitido que a mistura de polímero/solvente resfrie até a temperatura ambiente com mistura vigorosa. Quando um solvente orgânico é utilizado, tipicamente 5 até 50% em peso do solvente são adicionados. Em uma modalidade preferida, 25 até 45% em peso do solvente são adicionados e em uma modalidade mais preferida, 30 até 45% em peso do solvente são adicionados. Alternativamente, uma porcentagem em peso maior do solvente bipolar ou de uma combinação de solventes pode ser utilizada no lugar do solvente. Em certas modalidades, solventes aromáticos tais como xileno e tolueno também podem ser utilizados. Tensoativos tais como monooleato de sorbitana, monopalmitato de sorbitana e xileno sulfonato de sódio podem ser adicionados ao solvente bipolar ou polar para auxiliar na dispersão das partículas do modificador de cristal de cera. Agentes de suspensão ou agentes de aumento da viscosidade também podem ser utilizados. Um agente de aumento da viscosidade preferido é polivinil pirrolidona.
[00055] A interrupção dos modificadores de cristal de cera altera a morfologia dos cristais de parafina que já estão presentes no combustível de petróleo ou no óleo bruto e retarda o crescimento adicional de cristais, alterando o ponto de cristalização do combustível de petróleo ou do óleo bruto que está sendo tratado.
[00056] Os compósitos da invenção não requerem quantidades excessivas de agentes para tratamento de poços. A quantidade de agente para tratamento de poços no compósito é a quantidade suficiente para realizar o resultado desejado ao longo de um período de tempo constante. Geralmente, a quantidade do agente para tratamento de poços no compósito é de aproximadamente 0,05 até aproximadamente 5 (preferencialmente de aproximadamente 0,1 até aproximadamente 2) por cento em peso com base no peso total do compósito.
[00057] A proporção em peso do agente para tratamento de poços em relação ao absorvente insolúvel em água fica geralmente entre aproximadamente 90:10 até aproximadamente 10:90.
[00058] O compósito é tipicamente introduzido na formação na forma de um componente de uma composição para tratamento de poços que contém ainda um fluido transporte ou de tratamento. Qualquer fluido transporte adequado para o transporte do particulado para dentro de um poço e/ou fratura de formação subterrânea em comunicação com o mesmo pode ser empregado incluindo fluidos transportes que incluem uma salmoura de processamento ou de acabamento. O fluido transporte pode ser água salgada, água doce, uma salmoura tal como uma solução de cloreto de potássio ou de cloreto de sódio saturada, hidrocarbonetos líquidos ou um gás tal como nitrogênio ou dióxido de carbono.
[00059] Os particulados porosos são tipicamente selecionados com base nas características de porosidade e/ou de permeabilidade de forma que possuam características de peso leve desejadas, tais quando suspensos em um fluido transporte selecionado para um tratamento para poço. A porosidade inerente e/ou induzida de uma partícula de material poroso pode ser selecionada de forma a auxiliar no fornecimento do equilíbrio desejado entre a densidade e a resistência aparentes.
[00060] À medida que o fluido para campos de petróleo passa através ou circula ao redor dos compósitos da invenção, o agente para tratamento de poços se dissolve lentamente. Fazendo isso, os compósitos são caracterizados pelas capacidades de liberação controlada. A dissolução gradual dos agentes para tratamento de poços garante que estarão disponíveis para os fluidos para campos de petróleo durante períodos de tempo estendidos, se estendendo tipicamente ao longo de períodos de tempo maiores que um ano e até mesmo maiores que cinco anos. Tipicamente, a concentração resultante do agente para tratamento de poços no poço ou no buraco do poço fica entre aproximadamente 1 até aproximadamente 50 ppm. A quantidade de agente para tratamento de poços na composição para tratamento de poços pode ser tão baixa quanto 1 ppm.
[00061] A composição para tratamento de poços da invenção pode ser utilizada em tratamentos estimuladores na forma de um componente de um fluido para fratura ou de um fluido de acidificação, tal como um fluido de acidificação de matriz. O compósito possui a aplicabilidade particular nos fluidos de processamento contendo salmouras de brometo de zinco, brometo de cálcio, cloreto de cálcio e brometo de sódio. Tais fluidos podem ser introduzidos abaixo do anel do poço e, quando desejado, lavados com a água produzida.
[00062] Outros tratamentos podem ter natureza próxima à do buraco do poço (afetando regiões próximas à do buraco do poço) e podem ser direcionados para aumentar a produtividade buraco do poço e/ou o controle da produção de agente de suporte de fratura ou areia de formação. Os exemplos particulares incluem recheio de cascalho e "frac-pac". Além disso, tais partículas podem ser empregadas isoladamente na forma de um particulado de agente de suporte da fratura/controle de areia ou em misturas em quantidades e com tipos de materiais de agente de suporte da fratura/controle de areia, tais como particulados convencionais de fratura ou de controle de areia.
[00063] Os compósitos da invenção são particularmente eficientes nos fluidos de fraturas hidráulicas assim como de controle de areia tais como água, salmoura, alisador com água tal como tratamentos de fraturas com alisador com água a concentrações relativamente baixas para atingir fraturas em monocamadas parciais, fluidos de gel polimérico de baixa concentração (linear ou reticulados), fluido de espuma (com gás), gás líquido tal como tratamentos de fraturas com dióxido de carbono líquido para penetração do agente de suporte mais profunda, tratamentos para zonas sensíveis à água e tratamentos para poços de armazenamento de gás.
[00064] Por exemplo, o compósito pode ser misturado e bombeado ao longo de qualquer(quaisquer) parte(s) desejada(s) de um tratamento de poço tal como o tratamento de formação de fratura hidráulica ou o tratamento de controle de areia e pode ser misturado em qualquer concentração desejada com um fluido transporte. Sob este aspecto, qualquer fluido transporte adequado para transporte do compósito pode ser utilizado. Os fluidos transportes adequados incluem ou podem ser utilizados em combinação com fluidos que possuem agentes de gelificação, agentes de reticulação, agentes de ruptura de gel, tensoativos, agentes formadores de espuma, desemulsificantes, tampões, estabilizantes de argila, ácidos ou misturas dos mesmos.
[00065] Quando utilizado na formação de fraturas hidráulicas, o compósito pode ser injetado em uma formação subterrânea em associação com um fluido para fratura hidráulica a pressões suficientemente altas para levar à formação ou ao aumento das fraturas. Uma vez que os particulados podem suportar temperaturas maiores que aproximadamente 370°C e esforços de fechamento maiores que aproximadamente 55,15 MPa (8000 psi), podem ser empregados como o agente de suporte particulado. Alternativamente, o compósito pode ser empregado em associação com um agente de suporte convencional. Uma vez que o particulado poroso do compósito é insolúvel, o compósito pode continuar a funcionar como um agente de suporte mesmo após o agente para tratamento de poços ter sido completamente lixiviado do compósito.
[00066] As mesclas mencionadas anteriormente podem ser empregadas para otimizar as geometrias das fraturas hidráulicas para atingir uma maior produtividade dos poços, de forma a conseguir maior comprimento de fratura agente de suporte em formações gasosas relativamente "firme". A escolha de materiais particulados diferentes e de quantidades dos mesmos para serem empregados em tais mesclas pode se basear em uma ou mais considerações para tratamento de poços incluindo, mas não limitadas ao(s) objetivo(s) do tratamento de poços, tal como para o controle de areia e/ou para a criação de fraturas com agente de suporte, às características do fluido de tratamento de poços, tal como a gravidade específica aparente e/ou a reologia do fluido transporte, as condições de poço e de formação tais como a profundidade da formação, a porosidade/permeabilidade da formação, esforço de fechamento da formação, o tipo de otimização desejada para a geometria dos particulados colocados buraco abaixo tal como o comprimento suportado otimizado do recheio da fratura, a altura de recheio otimizada de controle de areia, recheio otimizado de fratura e/ou condutividade de recheio de controle de areia e combinações das mesmas. O fluido de formação de fratura, que será utilizado com o compósito, exibe alta viscosidade, de forma a ser capaz de carregar volumes eficientes de um ou mais agentes de suporte. Este pode incluir géis aquosos e géis de hidrocarboneto.
[00067] O compósito pode ainda ser vantajosamente empregado em gás liquefeito e transportes fluidos gás espumado, tais como CO2, CO2/N2 líquidos e N2 espumado em sistemas com base em CO2. Sob este aspecto, as características de trabalho de formação de fraturas com base em CO2 líquido, tais como quantidades dos agentes de suporte, tamanhos do agente de suporte, metodologias de mistura e de bombeamento, utilizando materiais de cerâmica porosa com peso relativamente baixo podem ser as mesmas que as empregadas para agentes de suporte convencionais.
[00068] Ainda, uma operação com recheio de cascalho pode ser realizada em um buraco do poço que penetra em uma formação subterrânea para prevenir ou substancialmente reduzir a produção de partículas de formação no buraco do poço da formação durante a produção de líquidos de formação. A formação subterrânea pode ser completa de forma a ficar em comunicação com a parte interna do buraco do poço através de qualquer método adequado conhecido na técnica, por exemplo, através de perfurações em um buraco do poço protegido e/ou através de uma seção com orifício aberto. Uma montagem de telas tal como é conhecido na técnica pode ser colocada ou disposta de outra maneira dentro do buraco do poço de forma que pelo menos uma parte da montagem de telas fique disposta de forma adjacente à formação subterrânea. Uma suspensão incluindo o compósito e um fluido transporte pode então ser introduzida no buraco do poço e colocada adjacente à formação subterrânea por circulação ou outro método adequado de maneira a formar um recheio permeável ao fluido em uma área anular entre a parte externa da tela e a parte interna do buraco do poço que é capaz de reduzir ou substancialmente prevenir a passagem de partículas de formação da formação subterrânea para dentro do buraco do poço durante a produção de fluidos da formação, enquanto que ao mesmo tempo permite a passagem dos fluidos de formação da formação subterrânea através da tela para dentro do buraco do poço. É possível que a suspensão possa conter todo ou apenas uma parte do compósito; o equilíbrio da suspensão pode ser um outro material, tal como um recheio de cascalho particulado convencional.
[00069] Como um uso alternativo de uma tela, o compósito pode ser utilizado em qualquer método em que um recheio de material particulado seja formado dentro de um buraco do poço que é permeável aos fluidos produzidos partindo de um buraco do poço, tal como óleo, gás ou água, mas que previne ou reduz substancialmente a produção de materiais de formação, tal como areia de formação, partindo da formação para dentro do buraco do poço. Tais métodos podem ou não empregar uma tela com recheio de cascalho, podem ser introduzidos em um buraco do poço a pressões abaixo, iguais ou acima da pressão de fratura da formação, tal como frac pack e/ou podem ser empregados em associação com resinas tais como resinas de consolidação de areia se forem assim desejadas.
[00070] Os exemplos a seguir ilustram a invenção em suas modalidades preferidas. Outras modalidades dentro do âmbito das reivindicações contidas aqui serão evidentes a um perito na técnica partindo da consideração do relatório descritivo e da prática da invenção como divulgado aqui. É pretendido que o relatório descritivo, junto com os exemplos, seja apenas considerado como exemplo.
[00071] Exemplo 1. Esferas de cerâmica porosas impregnadas com co-polímeros de vinil acetato de etileno foram preparadas colocando esferas insolúveis esféricas de aluminossilicato possuindo uma porosidade de aproximadamente 12 por cento do volume e possuindo malha 20/40 em uma solução a 10% em peso de co-polímero de vinil acetato de etileno em mescla de xileno. Foi permitido que as esferas ficassem encharcadas com o vinil acetato de etileno. As esferas foram então colocadas sobre um leito de secagem em peneira de arame e o líquido foi então passado através da peneira de arame e recuperado para reutilização. Após a remoção do co-polímero em excesso, as partículas de cerâmica foram então secas em um forno a uma temperatura de aproximadamente 100°C. As partículas foram então passadas através de uma peneira de arame com aproximadamente mesh 16.
[00072] As esferas porosas impregnadas foram então adicionadas à areia de Ottawa produzindo uma mistura de areia de Ottawa a 90% em peso que foi então introduzida em uma coluna. A coluna foi então saturada com salmoura de água marinha.
[00073] Um óleo possuindo um ponto de fluidez de 4,4°C, ASTM D- 97, foi então colocada na parte superior da coluna e foi permitido que fluísse ao longo da mistura. Vinte alíquotas de 10 mL foram obtidas periodicamente e o ponto de fluidez foi determinado, ASTM D-97, como sendo de -40°C. Não foi determinada qualquer diminuição na eficiência após cinco alíquotas adicionais terem sido recuperadas, o ponto de fluidez sendo medido a -40°C.
[00074] Exemplo 2. Utilizando aproximadamente 63 gramas de agente de suporte que possui uma largura de recheio do agente de suporte de 0,586 cm (0,231 polegadas), os testes de condutividade foram realizados de acordo com API RP 61 (1a Revisão, 1o de outubro de 1989), mas utilizando uma célula de condutividade API com inserções laterais de placa de arenito de Ohio para estimular a produção de formação. O agente de suporte de teste foi colocado entre as placas finas seladas de arenito. O agente de suporte de teste era uma areia de Ottawa 20/40, disponível comercialmente como Unifrac 20/40 da Unimin Corporation e os compósitos impregnados porosos do Exemplo 1.
[00075] A célula de condutividade foi então colocada sobre uma prensa enquanto o esforço era aplicado a 0,68 MPa/minuto (100 psi/minuto) até que a temperatura alvo fosse atingida. Foi então permitido que o fluido fluísse através do recheio de teste mantendo o fluxo de Darcy. A pressão diferencial foi medida ao longo de 12,7 cm (5 polegadas) do recheio utilizando um transdutor de pressão diferencial "ROSEMOUNT" (n°3051C). O fluxo foi medido utilizando medidores de fluxo de massa Micromotion e os pontos de dados foram registrados a cada 2 minutos durante 50 horas. Uma bomba programável Isco 260D aplicava e mantinha uma pressão de fechamento eficiente.
[00076] Os parâmetros experimentais para a avaliação da condutividade são mostrados na Tabela I e os resultados são mostrados na Tabela II abaixo: Tabela ITabela II Condutividade em Longo Prazo: Arenito de Ohio, 65°C, carga de 9,76 kg/m2 (2 lbs/ft2)
[00077] A figura 1 e a figura 2 exibem graficamente os dados de permeabilidade e de condutividade, respectivamente para a areia de Ottawa 20/40 versus 90% de areia de Ottawa com compósitos imgregnados porosos da invenção a 10%. Como ilustrado, a condutividade não afetada de forma adversa pela adição de 10 por cento em volume dos compósitos da invenção.
[00078] Partindo do que foi descrito anteriormente, será observado que inúmeras variações e modificações podem ser realizadas sem sair do espírito real e do âmbito dos novos conceitos da invenção.
Claims (8)
1. Compósito, caracterizado pelo fato de que compreende um particulado poroso e um agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto em que a porosidade e permeabilidade do particulado poroso são tais que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto é absorvido nos espaços intersticiais do material poroso particulado e adicionalmente em que o compósito é preparado pela adição do agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto em um solvente orgânico ao particulado poroso.
2. Compósito de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto é um modificador de cera polimérico, e o modificador de cristal de cera polimérico é selecionado do grupo que consiste em co-polímeros de etileno/acetato de vinila, homopolímeros e co-polímeros de ésteres de acrilato, resinas de fenol-aldeído e co- polímeros de olefina/ésteres maleicos.
3. Compósito de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o agente para tratamento de poços solúvel em hidrocarboneto compreende ainda pelo menos um membro selecionado do grupo que consiste em desemulsificantes, inibidores de corrosão, inibidor de parafinas, inibidores de hidrato gasoso, agentes de floculação e agentes de dispersão de asfalteno.
4. Compósito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o particulado poroso é um aluminossilicato.
5. Compósito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o particulado poroso é um propante e o propante é selecionado do grupo consistindo em cerâmicas porosas, óxidos inorgânicos e materiais poliméricos orgânicos.
6. Compósito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o tamanho de partícula do material de particulado poroso está entre a partir de 0,3 mm a 5 mm.
7. Compósito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a gravidade específica aparente do material de particulado poroso é menor que 2,4.
8. Compósito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a quantidade de agente para tratamento de poços no compósito está entre a partir de 0,05 a 5 por cento em peso com base no peso total do compósito.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/340,052 US7598209B2 (en) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same |
US11/340,052 | 2006-01-26 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI0700126A BRPI0700126A (pt) | 2007-11-06 |
BRPI0700126B1 true BRPI0700126B1 (pt) | 2022-04-12 |
Family
ID=37872887
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0700126-6A BRPI0700126B1 (pt) | 2006-01-26 | 2007-01-26 | Compósito compreendendo um particulado poroso e um agente para tratamento de poços solúveis em hidrocarbonetos |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7598209B2 (pt) |
AR (1) | AR057381A1 (pt) |
BR (1) | BRPI0700126B1 (pt) |
CA (1) | CA2574808C (pt) |
GB (1) | GB2434604B (pt) |
NO (1) | NO343349B1 (pt) |
RU (1) | RU2007103128A (pt) |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7426961B2 (en) * | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
US7867613B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-01-11 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
US7491444B2 (en) | 2005-02-04 | 2009-02-17 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
US8012533B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-09-06 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
MX2007009374A (es) | 2005-02-04 | 2007-11-15 | Oxane Materials Inc | Una composicion y un metodo para hacer un entibador. |
US7950455B2 (en) * | 2008-01-14 | 2011-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Non-spherical well treating particulates and methods of using the same |
US20090235730A1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-09-24 | Champion Technologies, Inc. | Method for cleaning an oil field capillary tube |
US8205675B2 (en) * | 2008-10-09 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
US20100132942A1 (en) * | 2008-10-23 | 2010-06-03 | Synoil Fluids Holdings Inc. | Hydrocarbon reservoir treatment method with hydrocarbons |
US7686081B1 (en) * | 2008-10-30 | 2010-03-30 | Bj Services Company | Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing diatomaceous earth |
US8336624B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-12-25 | Baker Hughes Incorporated | Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing a water-insoluble adsorbent |
FR2946664B1 (fr) * | 2009-06-15 | 2011-07-29 | Eads Europ Aeronautic Defence | Particules ceramiques et compositions de revetement comprenant lesdites particules |
KR20120105536A (ko) | 2009-12-22 | 2012-09-25 | 옥세인 머티리얼스, 인크. | 유리?세라믹 물질을 갖는 프로판트 |
US9010430B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using shaped compressed pellets in treating a well |
US9029300B2 (en) * | 2011-04-26 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Composites for controlled release of well treatment agents |
US10822536B2 (en) | 2010-07-19 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well |
US9976070B2 (en) | 2010-07-19 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations |
US8664168B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of using composites in the treatment of wells |
US9290690B2 (en) | 2011-05-03 | 2016-03-22 | Preferred Technology, Llc | Coated and cured proppants |
US8763700B2 (en) | 2011-09-02 | 2014-07-01 | Robert Ray McDaniel | Dual function proppants |
US9580642B2 (en) | 2011-11-22 | 2017-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for improving isolation of flow to completed perforated intervals |
US8899332B2 (en) | 2011-11-22 | 2014-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Method for building and forming a plug in a horizontal wellbore |
US9637675B2 (en) | 2011-11-22 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Use of composites having deformable core and viscosifying agent coated thereon in well treatment operations |
RU2618796C2 (ru) | 2011-11-22 | 2017-05-11 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением |
US20140044967A1 (en) | 2012-06-29 | 2014-02-13 | Rebecca Ayers | System for processing and producing an aggregate |
MX2015001526A (es) | 2012-08-01 | 2015-04-08 | Oxane Materials Inc | Agentes de sosten sinteticos y agentes de sosten monodispersos y metodos para la elaboracion de los mismos. |
US20140374102A1 (en) * | 2012-10-24 | 2014-12-25 | Energy & Enviromental Services Inc. | Enzyme Assisted Well Treatment |
RU2503703C1 (ru) * | 2012-12-28 | 2014-01-10 | Виктор Геннадьевич Ложкин | Способ приготовления твердого ингибитора для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений |
US9429006B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
EA201591566A1 (ru) * | 2013-03-15 | 2016-01-29 | Карбо Керамикс, Инк. | Композиция и способ гидравлического разрыва пластов и оценки и диагностики процессов гидроразрыва пластов при помощи добавленного пористого керамического расклинивающего наполнителя |
US9518214B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-13 | Preferred Technology, Llc | Proppant with polyurea-type coating |
CA2849415C (en) | 2013-04-24 | 2017-02-28 | Robert D. Skala | Methods for fracturing subterranean formations |
US10100247B2 (en) | 2013-05-17 | 2018-10-16 | Preferred Technology, Llc | Proppant with enhanced interparticle bonding |
US10844270B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations |
US10822917B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents |
GB2520019A (en) * | 2013-11-06 | 2015-05-13 | Statoil Petroleum As | Functionalized proppants |
US20170166805A1 (en) * | 2014-07-15 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metal-Organic Frameworks as Encapsulating Agents |
US10196887B2 (en) * | 2014-07-15 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metal-organic frameworks as porous proppants |
US10400159B2 (en) | 2014-07-23 | 2019-09-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same |
US9656237B2 (en) | 2014-07-31 | 2017-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites |
US10871066B1 (en) | 2014-09-17 | 2020-12-22 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Molecular tracers and modified proppants for monitoring underground fluid flows |
WO2016085559A2 (en) | 2014-09-17 | 2016-06-02 | Carbo Ceramics Inc. | Infused and coated proppant containing chemical treatment agent and methods of using same |
US10513916B2 (en) | 2014-09-17 | 2019-12-24 | Carbo Ceramics Inc. | In-line treatment cartridge and methods of using same |
US10106727B2 (en) | 2014-09-17 | 2018-10-23 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Proppant compositions and methods of use |
MX2017012043A (es) | 2015-03-27 | 2018-03-06 | Carbo Ceramics Inc | Metodos y composiciones para el uso de quimica de superficie de agente apuntalante o proppant y porosidad interna para consolidar particulas de agente apuntalante o proppant. |
US9862881B2 (en) | 2015-05-13 | 2018-01-09 | Preferred Technology, Llc | Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity |
WO2016183313A1 (en) | 2015-05-13 | 2016-11-17 | Preferred Technology, Llc | High performance proppants |
US10280737B2 (en) | 2015-06-15 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of using carbon quantum dots to enhance productivity of fluids from wells |
US10611953B2 (en) * | 2015-07-23 | 2020-04-07 | Finoric LLC | Controlled release of well treatment agents into oil wells |
US10246632B2 (en) | 2015-10-30 | 2019-04-02 | Carbo Ceramics Inc. | Proppant having amphiphobic coatings and methods for making and using same |
US10641083B2 (en) | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
US10413966B2 (en) | 2016-06-20 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same |
US10626314B1 (en) * | 2016-07-11 | 2020-04-21 | Byk-Chemie, Gmbh | Additive for drilling fluids |
US10704262B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-07-07 | U.S. Silica Company | Self-cleaning cool roof system |
US10626318B2 (en) | 2016-09-29 | 2020-04-21 | Ecolab Usa Inc. | Paraffin suppressant compositions and methods |
US10738138B2 (en) | 2016-09-29 | 2020-08-11 | Ecolab Usa Inc. | Paraffin inhibitors, and paraffin suppressant compositions and methods |
US11208591B2 (en) | 2016-11-16 | 2021-12-28 | Preferred Technology, Llc | Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity |
US10696896B2 (en) | 2016-11-28 | 2020-06-30 | Prefferred Technology, Llc | Durable coatings and uses thereof |
WO2018177619A1 (en) | 2017-03-30 | 2018-10-04 | Clariant International Ltd | Fluids for fracking of paraffinic oil bearing formations |
WO2019013799A1 (en) | 2017-07-13 | 2019-01-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | SYSTEM FOR DELIVERING OLEO-SOLUBLE WELL PROCESSING AGENTS AND METHODS OF USE THEREOF |
US11254850B2 (en) | 2017-11-03 | 2022-02-22 | Baker Hughes Holdings Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
US11028309B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid |
AU2020306004A1 (en) * | 2019-06-27 | 2022-01-06 | Schlumberger Technology B.V. | Additives to temporarily reduce viscosities in oil-based fluids |
CN110184040A (zh) * | 2019-07-06 | 2019-08-30 | 西南石油大学 | 一种超支化聚合物防蜡剂及其制备方法 |
US10961444B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation |
US20220098472A1 (en) * | 2020-09-29 | 2022-03-31 | Cnpc Usa Corporation | Composition and Method for Breaking Synthetic-Polymer-Type Stimulation Fluids |
CN113090255B (zh) * | 2021-03-11 | 2022-06-14 | 广州海洋地质调查局 | 一种天然气水合物伴生自生碳酸盐岩晶格硫酸盐的提取方法 |
US11993744B2 (en) | 2022-04-12 | 2024-05-28 | Championx Usa Inc. | Solid paraffin inhibitor and corrosion inhibitor compositions |
US20230366296A1 (en) | 2022-05-12 | 2023-11-16 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods for Transporting Scale Removal Agents into a Well |
CN115584253B (zh) * | 2022-09-20 | 2023-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多功能防蜡剂及其制备方法 |
Family Cites Families (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1570637A (en) * | 1922-08-28 | 1926-01-26 | Merco Nordstrom Valve Co | Valve for tank cars and the like |
US1570537A (en) | 1924-03-27 | 1926-01-19 | Celite Company | Absorbent material and process of making same |
US3179170A (en) * | 1960-05-11 | 1965-04-20 | Dow Chemical Co | Method of treating wells |
CA1023239A (en) * | 1973-05-01 | 1977-12-27 | Leroy L. Carney | Water-in-oil emulsions and emulsifiers for preparing the same |
US3850248A (en) * | 1973-11-19 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement |
US5212143A (en) * | 1978-08-28 | 1993-05-18 | Torobin Leonard B | Hollow porous microspheres made from dispersed particle compositions |
GB8331546D0 (en) * | 1983-11-25 | 1984-01-04 | Exxon Research Engineering Co | Polymeric compositions |
US4905762A (en) * | 1988-12-30 | 1990-03-06 | Union Oil Company Of California | Inhibiting wax deposition from a wax-containing oil |
US5102558A (en) * | 1989-12-14 | 1992-04-07 | Exxon Research And Engineering Company | Encapsulated breaker chemical |
US5187011A (en) * | 1989-12-04 | 1993-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Composition comprising encapsulated substrate with thermoplastic polymer overcoating |
US5224543A (en) * | 1991-08-30 | 1993-07-06 | Union Oil Company Of California | Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up |
GB9503949D0 (en) | 1995-02-28 | 1995-04-19 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
GB9611422D0 (en) * | 1996-05-31 | 1996-08-07 | Bp Exploration Operating | Coated scale inhibitors |
US7426961B2 (en) | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
GB9800942D0 (en) | 1998-01-17 | 1998-03-11 | Aea Technology Plc | Well treatment |
GB9808490D0 (en) | 1998-04-22 | 1998-06-17 | Aea Technology Plc | Well treatment for water restriction |
GB9818778D0 (en) | 1998-08-28 | 1998-10-21 | Crosfield Joseph & Sons | Particulate carrier for biocide formulations |
CA2348584C (en) | 1998-12-04 | 2011-03-22 | Bj Services Company | Winterized paraffin crystal modifiers |
US6444316B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
GB0028264D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US6723683B2 (en) * | 2001-08-07 | 2004-04-20 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Compositions for controlled release |
US6736867B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-05-18 | Exxonmobile Research And Engineering Company | Ethoxylated alkyl amine emulsion compositions for fuel cell reformer start-up |
US20040110877A1 (en) | 2002-12-06 | 2004-06-10 | Becker Harold L. | Suspension comprising multiple surface active agents for treating oilfield fluids and gases and a method of making and using the same |
US20050028976A1 (en) | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
US7491682B2 (en) * | 2004-12-15 | 2009-02-17 | Bj Services Company | Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales |
-
2006
- 2006-01-26 US US11/340,052 patent/US7598209B2/en active Active
-
2007
- 2007-01-22 CA CA2574808A patent/CA2574808C/en active Active
- 2007-01-24 NO NO20070451A patent/NO343349B1/no unknown
- 2007-01-26 AR ARP070100356A patent/AR057381A1/es active IP Right Grant
- 2007-01-26 RU RU2007103128/03A patent/RU2007103128A/ru unknown
- 2007-01-26 BR BRPI0700126-6A patent/BRPI0700126B1/pt active IP Right Grant
- 2007-01-29 GB GB0701576A patent/GB2434604B/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2434604B (en) | 2009-12-02 |
GB2434604A (en) | 2007-08-01 |
GB0701576D0 (en) | 2007-03-07 |
NO343349B1 (no) | 2019-02-04 |
RU2007103128A (ru) | 2008-08-10 |
BRPI0700126A (pt) | 2007-11-06 |
CA2574808C (en) | 2010-12-14 |
US7598209B2 (en) | 2009-10-06 |
US20070173417A1 (en) | 2007-07-26 |
NO20070451L (no) | 2007-07-27 |
CA2574808A1 (en) | 2007-07-26 |
AR057381A1 (es) | 2007-12-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BRPI0700126B1 (pt) | Compósito compreendendo um particulado poroso e um agente para tratamento de poços solúveis em hidrocarbonetos | |
RU2600116C2 (ru) | Композиты с регулируемым высвобождением реагентов для обработки скважин | |
US11254861B2 (en) | Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same | |
US9976070B2 (en) | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations | |
CA2805090C (en) | Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same | |
US9957432B2 (en) | Wellbore fluid additives of fibrillated fibers and methods of use | |
US11254850B2 (en) | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents | |
US20170226404A1 (en) | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well | |
EP3286278B1 (en) | Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same | |
WO2016028185A1 (en) | A method of treating a subterranean formation | |
US20220177775A1 (en) | Delivery System for Oil-Soluble Well Treatment Agents and Methods of Using the Same | |
US11639462B2 (en) | Intentional degradation of hollow particles for annular pressure build-up mitigation | |
AU2012249983B2 (en) | Composites for controlled release of well treatment agents |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] | ||
B12B | Appeal against refusal [chapter 12.2 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 26/01/2007, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. PATENTE CONCEDIDA CONFORME ADI 5.529/DF, QUE DETERMINA A ALTERACAO DO PRAZO DE CONCESSAO. |