EA005154B1 - Обработка скважин - Google Patents
Обработка скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA005154B1 EA005154B1 EA200300496A EA200300496A EA005154B1 EA 005154 B1 EA005154 B1 EA 005154B1 EA 200300496 A EA200300496 A EA 200300496A EA 200300496 A EA200300496 A EA 200300496A EA 005154 B1 EA005154 B1 EA 005154B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- substance
- particles
- polymer
- water
- volume
- Prior art date
Links
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 209
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 112
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 92
- GRTOGORTSDXSFK-XJTZBENFSA-N ajmalicine Chemical compound C1=CC=C2C(CCN3C[C@@H]4[C@H](C)OC=C([C@H]4C[C@H]33)C(=O)OC)=C3NC2=C1 GRTOGORTSDXSFK-XJTZBENFSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 25
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229920001202 Inulin Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 10
- IMQLKJBTEOYOSI-GPIVLXJGSA-N Inositol-hexakisphosphate Chemical compound OP(O)(=O)O[C@H]1[C@H](OP(O)(O)=O)[C@@H](OP(O)(O)=O)[C@H](OP(O)(O)=O)[C@H](OP(O)(O)=O)[C@@H]1OP(O)(O)=O IMQLKJBTEOYOSI-GPIVLXJGSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 7
- IMQLKJBTEOYOSI-UHFFFAOYSA-N Phytic acid Natural products OP(O)(=O)OC1C(OP(O)(O)=O)C(OP(O)(O)=O)C(OP(O)(O)=O)C(OP(O)(O)=O)C1OP(O)(O)=O IMQLKJBTEOYOSI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229940068041 phytic acid Drugs 0.000 claims abstract description 5
- 239000000467 phytic acid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000002949 phytic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- -1 foamers Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 22
- 108010064470 polyaspartate Proteins 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 229940029339 inulin Drugs 0.000 description 5
- JYJIGFIDKWBXDU-MNNPPOADSA-N inulin Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)OC[C@]1(OC[C@]2(OC[C@]3(OC[C@]4(OC[C@]5(OC[C@]6(OC[C@]7(OC[C@]8(OC[C@]9(OC[C@]%10(OC[C@]%11(OC[C@]%12(OC[C@]%13(OC[C@]%14(OC[C@]%15(OC[C@]%16(OC[C@]%17(OC[C@]%18(OC[C@]%19(OC[C@]%20(OC[C@]%21(OC[C@]%22(OC[C@]%23(OC[C@]%24(OC[C@]%25(OC[C@]%26(OC[C@]%27(OC[C@]%28(OC[C@]%29(OC[C@]%30(OC[C@]%31(OC[C@]%32(OC[C@]%33(OC[C@]%34(OC[C@]%35(OC[C@]%36(O[C@@H]%37[C@@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O%37)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%36)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%35)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%34)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%33)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%32)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%31)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%30)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%29)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%28)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%27)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%26)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%25)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%24)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%23)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%22)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%21)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%20)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%19)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%18)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%17)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%16)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%15)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%14)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%13)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%12)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%11)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O%10)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O9)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O8)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O7)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O6)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O5)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O4)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O3)O)[C@H]([C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 JYJIGFIDKWBXDU-MNNPPOADSA-N 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 229910052816 inorganic phosphate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CHRJZRDFSQHIFI-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1C=C CHRJZRDFSQHIFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N butyl acetate Chemical compound CCCCOC(C)=O DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000002390 rotary evaporation Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010002217 Calcifying Nanoparticles Proteins 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N O=P1OCO1 Chemical compound O=P1OCO1 TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 1
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003124 biologic agent Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000007903 gelatin capsule Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical class 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 210000003739 neck Anatomy 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand 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
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 150000003440 styrenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000001225 therapeutic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—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
- C09K8/536—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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/939—Corrosion inhibitor
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)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Dental Preparations (AREA)
- Acyclic And Carbocyclic Compounds In Medicinal Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
В данном изобретении предложен способ обработки углеводородной скважины, который включает введение в указанную скважину полимерных частиц, пропитанных химическим реагентом для обработки скважины, его предшественником или источником (например, ингибитором образования отложений), причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20% и получены способом, который включает приготовление на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде ≤10г/л и молекулярную массу порядка 5000 г/моль (этот материал обозначен здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость вещества I, при условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в полимерные частицы, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз в расчете на полимер.
Description
Данное изобретение относится к способу обработки углеводородных скважин химическими реагентами для обработки скважин, в частности, путем помещения в ствол скважины полимерных частиц, несущих химические реагенты для обработки скважины или их предшественники или источники, а также к таким частицам и к содержащим их составам или структурам.
При работе углеводородной скважины (то есть газовой или нефтяной скважины) внутри скважины возникают различные проблемы, такие как коррозия металлических фитингов, возникновение осадков, замедляющих поток углеводородов (например отложений, клатратов газов, сульфидов металлов, парафинов, гелеобразных полимеров, скоплений микроорганизмов и т. д.), выделение токсичного сероводорода восстанавливающими сульфаты бактериями, увеличение потока воды в стволе добывающей скважины и т. д.
Так, например, если через отверстие нагнетательной скважины в нефтеносный слой вводят морскую воду для того, чтобы переместить нефть через пласт (то есть скальную породу) в ствол добывающей скважины, то различие веществ, растворенных во вводимой воде и в воде, уже присутствующей в пласте, может вызвать осаждение солей металлов в виде твердых отложений, что вызывает постепенно увеличивающееся закупоривание ствола добывающей скважины.
Обычно эту проблему решают путем применения «нагнетания» химических ингибиторов образования отложений, то есть химических реагентов, которые разрушают отложения и увеличивают поток нефти или газа. Эта процедура обычно предполагает прекращение потока углеводородов, нагнетание под давлением водного раствора ингибитора образования твердых отложений в отверстие ствола добывающей скважины, чтобы ввести раствор ингибитора в пласт, и возобновление добычи. Такая обработка обычно позволяет получить поток углеводородов в течение последующих шести месяцев или около того, пока не потребуется следующее нагнетание; и каждое нагнетание вызывает некоторые разрушения в пласте, окружающем ствол добывающей скважины, и в результате приводит к увеличению потока фрагментов породы (то есть кусков скальной породы и т.д.) в стволе скважины добывающей.
Ствол добывающей скважины в нефтяной скважине обычно футерован в нефтеносном слое «гравийными фильтрами», т.е. содержащими песок фильтрующими элементами, которые служат для того, чтобы задержать фрагменты породы, и было предложено включать в такие гравийные фильтры керамические частицы, покрытые или пропитанные химическими реагентами для обработки скважины, например ингибиторами образования отложений (см. ЕР
А-656459 и АО 96/27070) или бактериями (см. АО 99/36667). Также было предложено проводить обработку породы, окружающей ствол скважины, реагентами для обработки скважины перед началом добычи углеводородов, например в 6В-А-2290096 и АО 99/54592.
Известны также различные полимерные, олигомерные, неорганические и другие носители в форме частиц для химических реагентов для обработки скважин, например частицы ионообменной смолы (см. И8-А-4787455), частицы полимера акриламида (см. ЕР-А-193369), желатиновые капсулы (см. И8-3676363), олигомерные матрицы и капсулы (см. И8-А-4986353 и И8-А-4986354), керамические частицы (см. АО 99/54592, АО 96/27070 и ЕР-А-656459) и частицы самого химического реагента для обработки скважины (см. АО 97/45625).
Тем не менее сохраняется потребность в средствах обработки скважин, которые обеспечивают продолжительный период защиты, например, от отложений или других проблем, таких как проблемы коррозии или проблемы затрудненного протекания углеводородов.
Теперь авторы обнаружили, что полимерные частицы, полученные способом полимеризации при набухании, разработанным покойным профессором 6ο1ιη ИдеЫаб, являются особенно подходящими в качестве носителей для химических реагентов для обработки скважин и их предшественников из-за их высокой пористости и существенной монодисперсности. Такие частицы могут быть получены, как описано в ЕР-В3905, И8-А-4530956 и АО 99/19375, содержание которых включено в данное описание путем ссылок; здесь эти частицы называются монодисперсными полимерными частицами, или МПЧ.
Таким образом, с точки зрения одного из аспектов, в данном изобретении предложен способ обработки углеводородной скважины, включающий введение в упомянутую скважину полимерных частиц, пропитанных химическим реагентом для обработки скважины, их предшественником или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20%, предпочтительно по меньшей мере 30%, и получены способом, который включает получение на первой стадии водной дисперсии частиц полимера, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (этот материал обозначен здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II; и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость вещества I, в условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в полимерные частицы, набухшие веществом I, и увеличивают объем указанных частиц в 20-1000 раз, в расчете на полимер.
Используемые частицы полимера могут быть частицами, полученными способом полимеризации при набухании, (то есть согласно ЕРВ-3905), или это могут быть частицы, полученные из частиц-зародышей, полученных этим способом, а затем увеличенных, например, как описано в XVО 99/19375. Для дальнейших обсуждений «вещества I» и «вещества II» читатель отсылается к ЕР-В-3905.
С точки зрения другого аспекта, в данном изобретении предложены полимерные частицы, пропитанные химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, причем указанные частицы имеют объем пор, составляющий по меньшей мере 20%, предпочтительно по меньшей мере 30%, и получены способом, включающим получение на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (этот материал обозначен здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость вещества I, в условиях, которые исключают или осложняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в полимерные частицы, набухшие веществом I, и увеличивают объем указанных частиц в 20-1000 раз, в расчете на полимер.
С точки зрения еще одного аспекта, в данном изобретении предложено применение полимерных частиц, пропитанных химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, для изготовления состава для обработки углеводородных скважин, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20%, предпочтительно по меньшей мере 30%, и получены способом, включающим получение на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (этот материал обозначен здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость вещества I, при условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в частицы полимера, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз, в расчете на полимер.
С точки зрения еще одного аспекта данное изобретение включает состав для обработки углеводородных скважин, включающий жидкость-носитель, содержащую полимерные частицы, пропитанные химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20%, предпочтительно по меньшей мере 30%, и получены способом, включающим получение на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде < 10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (этот материал обозначен здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде, по меньшей мере в десять раз превышающую растворимость вещества I, в условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в частицы полимера, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз, в расчете на полимер.
С точки зрения еще одного аспекта, в данном изобретении предложен трубчатый фильтр для размещения его в стволе скважины, содержащий полимерные частицы, пропитанные химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20%, предпочтительно по меньшей мере 30%, и получены способом, включающим получение на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу < 5000 г/моль (этот материал обозначен здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II; и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость бещества I, в условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в частицы полимера, набухшие веществом I, и увеличивают объем указанных частиц в 20-1000 раз, в расчете на полимер.
В способе по данному изобретению пропитанные полимерные частицы могут быть помещены в ствол скважины перед тем и/или после того, как начинается добыча углеводорода (т.е. извлечение нефти или газа из скважины). Предпочтительно эти пропитанные частицы помещают в ствол скважины перед тем, как начинается добыча углеводородов, особенно на стадии завершения оборудования скважины.
Эти пропитанные частицы можно разместить внутри отверстия ствола скважины (например, в несущем углеводороды слое или в боковых ответвлениях ствола) или внутри окружающего пласта (например, в трещинах или в самой скальной породе). В первом случае частицы обычно заключены в трубчатый фильтр, например, гравийный фильтр или фильтрующую структуру, описанную в ЕР-А-656459 или АО 96/27070; в последнем случае размещение этих пропитанных частиц предпочтительно осуществляют путем нагнетания жидкого состава, содержащего эти частицы, в ствол скважины. Предпочтительно перед тем, как начинается добыча, пропитанные частицы размещают как внутри ствола в фильтре, так и внутри окружающей породы.
Там, где пропитанные частицы размещены внутри окружающего пласта, применяемое давление должно быть достаточным для того, чтобы заставить эти частицы проникнуть в пласт по меньшей мере на 1 м, более предпочтительно по меньшей мере на 1,5 м, еще более предпочтительно - по меньшей мере на 2 м. Если желательно, эти пропитанные частицы можно разместить в сочетании с частицами расклинивающего наполнителя (например, как описано в АО 99/54592) для достижения проникновения в породу до 100 м. Составы, содержащие частицы расклинивающего наполнителя и пропитанные полимерные частицы согласно данному изобре тению, составляют еще один аспект данного изобретения.
Пропитанные частицы согласно данному изобретению преимущественно имеют типоразмеры частиц (например, при измерении с помощью анализатора размера частиц СоиИег) от 1 мкм до 5 мм, более предпочтительно от 10 мкм до 1000 мкм, особенно от 250 до 800 мкм. Для размещения внутри породы, типоразмеры частиц предпочтительно находятся в пределах от 1 до 50 мкм, особенно от 2 до 20 мкм. Для любого конкретного пласта легко можно определить проницаемость пласта (которая коррелирует с размером горловин пор в породе) с использованием образцов скальной породы, взятых при бурении, и таким образом определить оптимальный размер пропитанных частиц. Так как частицы «Цде181аб» имеют очень низкую дисперсию (то есть разброс по размерам), можно достичь очень однородного расположения и глубокого проникновения в породу. Из этих соображений частицы предпочтительно должны иметь коэффициент вариации (КВ) менее 10%, более предпочтительно - менее 5%, еще более предпочтительно - менее 2%.
КВ определяется в процентах как стандартное отклонение КВ = 100 х---------------------------среднее значение где среднее значение представляет собой средний диаметр частиц, а стандартное отклонение представляет собой стандартное отклонение по размеру частиц. КВ предпочтительно рассчитывают на основном распределении, то есть путем подбора мономодальной кривой распределения, соответствующей экспериментально определенному распределению частиц по размерам. Таким образом, некоторые частицы, имеющие размеры ниже или выше типоразмера, можно не учитывать при расчете, который, например, может основываться примерно на 90% от общего количества частиц (то есть частиц, которые могут быть определены). Такое определение КВ можно провести на анализаторе размера частиц СоиИег 130.
Для размещения в фильтрах пропитанные частицы предпочтительно имеют типоразмеры в пределах от 50 до 5000 мкм, более предпочтительно от 50 до 1000 мкм, еще более предпочтительно от 100 до 500 мкм. В таких фильтрах эти пропитанные частицы предпочтительно составляют от 1 до 99 мас.%, более предпочтительно от 2 до 30 мас.%, еще более предпочтительно от 5 до 20 мас.% от фильтрующей матрицы, содержащей частицы, а остальную матрицу составляет нерастворимый в нефти и в воде неорганический материал, предпочтительно неорганический оксид, например оксид кремния, оксид алюминия или алюмосиликат. Особенно предпочтительно этот неорганический оксид имеет типоразмер частиц, сходный с типоразмером пропитанных полимерных частиц, например, в пределах 20%, более предпочтительно в пределах 10%. Как и в случае размещения в пласте, пропитанные полимерные частицы предпочтительно должны иметь низкую дисперсию, например КВ менее 10%, более предпочтительно менее 5%, еще более предпочтительно менее 2%. Низкая дисперсия необходима для того, чтобы предотвратить забивание фильтров.
Монодисперсные полимерные частицы предпочтительно имеют радиусы пор от 10 до 30000А, более предпочтительно от 50 до 10000А, особенно предпочтительно от 100 до 5000А. Преимущественно используются частицы, имеющие такой диапазон радиусов пор, чтобы находящиеся в них материалы имели некоторый диапазон скоростей выщелачивания.
В отличие от ранее применяемых неорганических носителей в форме частиц, носителей в виде капсул и олигомерных носителей для химических реагентов для обработки скважин, частицы и§с151аб'а можно изготовить с очень высокой пористостью, что позволяет осуществить очень однородную пропитку этих частиц большим количеством химического реагента для обработки скважин, который будет выщелачиваться в течение продолжительного периода и при этом оставлять структурно неповрежденные частицы. Соответственно, пропитанные частицы предпочтительно являются частицами, имеющими объем пор по меньшей мере 25%, более предпочтительно по меньшей мере 30%, например до 90%.
Частицы, применяемые по данному изобретению, например МПЧ или другие выращиваемые в несколько стадий полимерные частицы, предпочтительно являются гомо- и сополимерами виниловых мономеров, более предпочтительно стирольными гомо- и сополимерами. Примеры подходящих мономеров включают виниловые алифатические мономеры, такие как эфиры акриловой и метакриловой кислот, акрилонитрил, и винилароматические мономеры, такие как стирол и замещенные стиролы.
Предпочтительными полимерами являются стирольные полимеры, возможно и предпочтительно - поперечно-сшитые, например, с помощью дивинилбензола, и частицы таких полимеров имеются в продаже в некотором диапазоне размеров и объемов пор от Эупо 8рес1а11у Ро1ушег8 А8 ЬШейгош, Норвегия. Если желательно, в эти частицы могут быть введены функциональные группы, например, для получения на их поверхности кислотных или основных групп (например, карбокси- или аминогрупп), например, для захвата атомов металлов из воды, находящейся в контакте с частицами, чтобы уменьшить образование твердых отложений, ускорить или замедлить агрегацию частиц и т.д. Частицы с функциональными группами также имеются в продаже от Эупо 8реаа11у Ро1ушег8 А8.
Предпочтительно полимерная матрица пропитанных частиц имеет точку размягчения выше температур, существующих внутри скважины, например, выше 70°С, более предпочтительно выше 100°С, еще более предпочтительно выше 150°С.
Химические реагенты для обработки скважин, их предшественники или источники, которыми пропитаны МПЧ, могут быть агентами, способными блокировать существующие внутри скважины проблемы, такие как коррозия, снижение скорости потока углеводородов или выделение Н28. Примеры таких агентов включают ингибиторы образования отложений, пенообразующие добавки, ингибиторы коррозии, биоциды, поверхностно-активные вещества, поглотители кислорода, бактерии и т. д.
Материалом, которым пропитаны МПЧ, может быть сам по себе химический реагент для обработки скважин или его предшественник химическое соединение, которое будет ίη δίΐιι реагировать, например распадаться, с образованием химического реагента для обработки скважин, или, альтернативно, это может быть биологический агент, например фермент или вид бактерий, которые производят химический реагент для обработки скважин, который осуществляет свое действие внутри или вне клеток бактерий.
В общем, химическими реагентами для обработки скважин будут нерастворимые в нефти и растворимые в воде химические реагенты, которые выщелачиваются из пропитанных частиц, когда вода начинает достигать ствола скважины или области пласта, в которой помещены частицы. Если частицы пропитаны бактериями, выделяющими химические реагенты для обработки скважин, то они предпочтительно представляют собой термофильные бактерии, которые в отсутствии воды находятся в состоянии покоя, а особенно предпочтительно они представляют собой ультра микробактерии или нанобактерии. Обычно, если частицы пропитаны бактериями, они будут также пропитаны питательными веществами для этих бактерий, например, сахарозой, чтобы ускорить рост бактерий, когда частицы будут контактировать с водой.
Примеры типичных химических реагентов для обработки скважин, их предшественников и источников упоминаются в приведенных здесь патентных публикациях; тем самым содержание всех этих публикаций включено сюда путем ссылок.
Так, примеры типичных ингибиторов образования отложений включают неорганические и органические фосфонаты (например, аминотрисметиленфосфонат натрия), полиаминокарбоновые кислоты, полиакриламины, поликарбоновые кислоты, полисульфоновые кислоты, эфиры фосфорной кислоты, неорганические фосфаты, полиакриловые кислоты, инулины (например, карбоксиметилинулин натрия), фитиновую ки слоту и ее производные (особенно карбоксипроизводные), полиаспартаты и т.д.
Особенно предпочтительным является применение ингибиторов образования отложений, не наносящих вреда окружающей среде, например инулинов, фитиновой кислоты и ее производных и полиаспартатов. Это также является новым, и применение таких химических реагентов в качестве ингибиторов образования отложений внутри скважины является еще одним аспектом данного изобретения.
Если ингибитор образования отложений представляет собой полимер, то он, конечно, может содержать группы одного или более различных сомономеров.
Примеры предпочтительных химических реагентов для обработки скважин включают ингибиторы образования гидратов, ингибиторы образования отложений, ингибиторы образования асфальтенов, ингибиторы образования парафинов и ингибиторы коррозии. Такие ингибиторы хорошо известны тем, кто работает в области обработки скважин.
Если пропитанные частицы помещены внутри породы, они предпочтительно применяются в виде дисперсии в жидком носителе. Для применения до и после пуска этот жидкий носитель предпочтительно включает неводную органическую жидкость, например углеводород или смесь углеводородов, обычно С3-С15 углеводороды, или нефть, например сырую нефть. Для обработки с лечебной целью, то есть после того как добыча продолжалась в течение некоторого времени, этот жидкий носитель может быть водным или неводным.
Пропитку МПЧ химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником можно осуществлять любым обычным способом, например приведением частиц в контакт с водным или неводным раствором или дисперсией химического реагента, его предшественника или источника, с последующим удалением, если это необходимо, растворителя, например путем слива, сушки или под вакуумом.
Однако особенно предпочтительно пропитывать частицы путем суспензионного смешивания, то есть добавлением количества раствора, которое близко к объему пор частиц, например, составляет от 0,8 до 1,2 объема пор, более предпочтительно от 0,9 до 1,1 объема пор. Еще более предпочтительно пропитывать частицы путем распыления раствора на псевдоожиженный слой этих частиц, например на слой, псевдоожиженный потоком газа, или более предпочтительно - на механически псевдоожиженный слой, например на слой, псевдоожиженный с применением смесителя Форберга. Если желательно, загрузку частиц реагентом можно увеличить, проводя более чем одну стадию пропитки.
Далее данное изобретение будет описано со ссылкой на следующие не ограничивающие его примеры.
Пример 1. Шарики, пропитанные инулином.
г частиц стиролдивинилбензольного полимера (объем пор 40%, диаметр частиц 100 мкм, поставляется Эупо 8рес1а1йу Ро1утегз Л8, Ы11с81гош. Норвегия) были помещены в круглодонной 250 мл колбе в роторный испаритель. Колба была вакуумирована до давления 0,2 кПа (2 мбар) при умеренном вращении. Через 10 мин была добавлена смесь 25 г 19% водного раствора карбоксиметилинулина натрия (СагЬосуйпе СМ 10РР от Созип Ιηάι.ΐ8ΐπ;·ι1 1пи1ш Эепуа11УС5, Нидерланды) и 25 мл метанола. Колбу вращали в течение одного часа при комнатной температуре при пониженном давлении. Колбу удалили из вращающего устройства, добавили 60 мл н-бутилацетата, и затем колбу поместили в нагревающую оболочку.
К колбе присоединили водоотделитель с водяным холодильником и нагревали до дефлегмации (примерно 90°С), удалив около 25 мл воды. Затем частицы отфильтровали и высушили под вакуумом при 40°С.
Пример 2. Шарики, пропитанные инулином.
г частиц стиролдивинилбензольного полимера (такие же, как применялись в примере 1) диспергировали в смеси 15 г 10% водного раствора карбоксиметилинулина натрия и 15 мл метанола в 250 мл круглодонной колбе. Колбу вакуумировали до 0,2 кПа (2 мбар) и нагревали до 50°С, вращая с умеренной скоростью, пока частицы не высохли.
Пример 3. Шарики, пропитанные пентафосфонатом.
г пористых полимерных частиц размером 112 мкм (Т-12 от Эупо 8рес1а1йу Ро1утегз Л8) диспергировали в 12 г водного раствора пентафосфоната (Сйатрюп 8Л 1130) в 250 мл круглодонной колбе для роторного испарения. Затем добавили бикарбонат натрия для получения натриевой соли пентафосфоната. Добавление продолжалось до тех пор, пока не прекратилось выделение углекислого газа. Затем было определено, что рН смеси составляет примерно 7.
Колбу вакуумировали до 0,5 - 1 кПа (5-10 мбар) на роторном испарителе и затем медленно вращали при комнатной температуре в течение 30 мин. Это вакуумирование удалило весь оставшийся углекислый газ. Затем колбу вращали при 40°С до тех пор, пока не была отогнана вся вода. Было получено 9,6 г сухого неочищенного продукта. 3 г удалили, а остаток промыли 50 мл воды, которую затем удалили фильтрованием. Промытые частицы затем были высушены при 40-50°С, с получением 2,19 г высушенных пропитанных частиц.
Пример 4. Шарики, пропитанные инулином.
г пористых полимерных частиц размером 112 мкм (Т-12 от Эупо 8рес1а1йу Ро1утет§ Л8) и 13,5 г инулина поместили в 250 мл круглодонную колбу для роторного испарения, и было добавлено 25 мл воды.
Колбу вакуумировали до 0,5 - 1 кПа (5-10 мбар) на роторном испарителе, а затем медленно вращали при комнатной температуре в течение 30 мин. Затем ее вращали при 40°С до тех пор, пока не была отогнана вся вода. Было получено 8,5 г сухого неочищенного продукта. 3 г удалили, а оставшееся количество было промыто добавлением воды (25 мл), которую затем удалили фильтрацией, после чего частицы сушили при 40-50°С. После сушки получили 1,75 г содержащих инулин частиц.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки углеводородных скважин, включающий введение в указанную скважину полимерных частиц, пропитанных химическим реагентом для обработки скважин или его предшественником, или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20% и получены способом, включающим приготовление на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (обозначенных здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его включают в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость вещества I, при условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в частицы полимера, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз в расчете на полимер.
- 2. Способ по п.1, в котором указанные полимерные частицы вводят в указанную скважину до начала добычи углеводородов из этой скважины.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором указанные полимерные частицы помещают в фильтр, расположенный в стволе указанной скважины, и в пласт, окружающий указанный ствол скважины.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором в качестве указанных полимерных частиц используют частицы по п.6 или 7.
- 5. Полимерные частицы, пропитанные химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20% и получены способом, включающим получение на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (обозначенных здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его вводят в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз больше, чем растворимость вещества I, в условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через жидкую фазу, в результате чего вещество II диффундирует в частицы полимера, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз в расчете на полимер.
- 6. Полимерные частицы по п.5, где указанный химический реагент для обработки скважин или же его предшественник или источник выбран из ингибиторов образования отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования парафинов, ингибиторов образования асфальтенов, пенообразователей, биоцидов, поверхностно-активных веществ, поглотителей кислорода и бактерий.
- 7. Полимерные частицы по п.6, пропитанные ингибитором образования отложений, выбранным из инулинов, фитиновой кислоты, производных фитиновой кислоты и полиаспартатов.
- 8. Состав для обработки углеводородных скважин, включающий жидкость-носитель, содержащую полимерные частицы, пропитанные химическим реагентом для обработки скважин или его предшественником, или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20% и получены способом, включающим приготовление на первой стадии водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (обозначенных здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его включают в частицы, и находится в жидкой форме при тем13 пературе, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз больше, чем растворимость вещества I, в условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в полимерные частицы, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз в расчете на полимер.
- 9. Состав по п.8, включающий полимерные частицы по п.6 или 7.
- 10. Трубчатый фильтр для размещения внутри скважины, содержащий полимерные частицы, пропитанные химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20% и получены способом, включающим получение на первой стадии водной дисперсии частиц полимера, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/л (обозначенных здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его включают в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем вещество I, при условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, в результате чего вещество II диффундирует в полимерные частицы, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз в расчете на полимер.
- 11. Фильтр по п.10, включающий фильтрующую матрицу из частиц, в которой указанные полимерные частицы составляют от 2 до 30 мас.%.
- 12. Фильтр по п.10 или 11, содержащий полимерные частицы по п.6 или 7.
- 13. Применение полимерных частиц, пропитанных химическим реагентом для обработки скважин, его предшественником или источником, для изготовления составов для обработки углеводородных скважин, причем указанные частицы имеют объем пор по меньшей мере 20% и получены способом, включающим на первой стадии приготовление водной дисперсии полимерных частиц, содержащих от 0,05 до 10 объемов, в расчете на объем полимера, одного или более материалов, имеющих растворимость в воде <10-2 г/л и молекулярную массу <5000 г/моль (обозначенных здесь как вещество I), причем указанное вещество I не является олигомером полимера, образующего частицы, не является кристаллическим при температуре, при которой его включают в частицы, и находится в жидкой форме при температуре, при которой на второй стадии вводят вещество II, и добавление на указанной второй стадии частично растворимого в воде материала (обозначенного здесь как вещество II), имеющего растворимость в воде по меньшей мере в десять раз выше, чем растворимость вещества I, при условиях, которые исключают или затрудняют перенос вещества I через водную фазу, посредством чего вещество II диффундирует в полимерные частицы, набухшие веществом I, и увеличивает объем указанных частиц в 20-1000 раз в расчете на полимер.
- 14. Применение материала, выбранного из инулинов, фитиновой кислоты, производных фитиновой кислоты и полиаспартатов, в качестве ингибитора образования отложений внутри скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0028264.0A GB0028264D0 (en) | 2000-11-20 | 2000-11-20 | Well treatment |
| PCT/GB2001/005087 WO2002040827A1 (en) | 2000-11-20 | 2001-11-19 | Well treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200300496A1 EA200300496A1 (ru) | 2003-12-25 |
| EA005154B1 true EA005154B1 (ru) | 2004-12-30 |
Family
ID=9903506
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200300496A EA005154B1 (ru) | 2000-11-20 | 2001-11-19 | Обработка скважин |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7244693B2 (ru) |
| EP (1) | EP1368553A1 (ru) |
| AU (1) | AU2002223827A1 (ru) |
| EA (1) | EA005154B1 (ru) |
| GB (1) | GB0028264D0 (ru) |
| NO (1) | NO319227B1 (ru) |
| WO (1) | WO2002040827A1 (ru) |
Families Citing this family (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US8167045B2 (en) | 2003-08-26 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand |
| US7766099B2 (en) | 2003-08-26 | 2010-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates |
| US7341107B2 (en) * | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
| US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
| US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
| US7757768B2 (en) * | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
| US8858860B2 (en) * | 2004-11-02 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable retarder for cementing applications |
| US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
| US7491682B2 (en) * | 2004-12-15 | 2009-02-17 | Bj Services Company | Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales |
| US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
| US20070134814A1 (en) * | 2005-12-09 | 2007-06-14 | Kajander E O | Methods and compositions for the detection of calcifying nano-particles, identification and quantification of associated proteins thereon, and correlation to disease |
| US7598209B2 (en) * | 2006-01-26 | 2009-10-06 | Bj Services Company | Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same |
| US8613320B2 (en) * | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
| US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
| US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| CN100360634C (zh) * | 2006-03-08 | 2008-01-09 | 东营市胜广润石油科技有限责任公司 | 一种钻井液用井眼稳定成膜剂及其制备方法 |
| US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US7977283B2 (en) * | 2008-06-27 | 2011-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Method of minimizing or reducing salt deposits by use of a fluid containing a fructan and derivatives thereof |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US9976070B2 (en) | 2010-07-19 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations |
| 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 |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US8664168B2 (en) * | 2011-03-30 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of using composites in the treatment of wells |
| US8826975B2 (en) | 2011-04-12 | 2014-09-09 | Glori Energy Inc. | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| RU2667165C2 (ru) | 2014-07-23 | 2018-09-17 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования |
| US9656237B2 (en) | 2014-07-31 | 2017-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites |
| BR112017001959B1 (pt) * | 2014-07-31 | 2022-04-12 | Carbo Ceramics Inc | Métodos para infudir um propante cerâmico |
| 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 |
| 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 |
| CA3079526C (en) | 2017-11-03 | 2022-06-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
| WO2019240980A1 (en) * | 2018-06-13 | 2019-12-19 | M-I L.L.C. | Asphaltene inhibition and/or dispersion in petroleum fluids |
| FR3083238A1 (fr) | 2018-07-02 | 2020-01-03 | Rhodia Operations | Relargage progressif de chaines polymeres en milieu liquide |
| CN109535313B (zh) * | 2018-11-21 | 2020-12-01 | 河北工业大学 | 一种共聚物多孔微球的制备方法及其应用 |
| 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 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU530410B2 (en) | 1978-02-21 | 1983-07-14 | Sintef | Preparing aqueous emulsions |
| NO149108C (no) * | 1981-10-21 | 1984-02-15 | Sintef | Fremgangsmaate for fremstilling av vandige dispersjoner av organisk materiale og eventuelt videre omdannelse til en polymerdispersjon naar det organiske materiale er en polymeriserbar monomer |
| US4923645A (en) * | 1987-11-16 | 1990-05-08 | Damon Biotech, Inc. | Sustained release of encapsulated molecules |
| DK0656459T3 (da) | 1993-11-27 | 2001-06-18 | Aea Technology Plc | Fremgangsmåde til behandling af olieboringer |
| US5437331A (en) * | 1994-08-24 | 1995-08-01 | The Western Company Of North America | Method for fracturing subterranean formations using controlled release breakers and compositions useful therein |
| GB9721603D0 (en) * | 1997-10-10 | 1997-12-10 | Dyno Ind Asa | Method |
| AU2001260513A1 (en) | 2000-06-06 | 2001-12-17 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
-
2000
- 2000-11-20 GB GBGB0028264.0A patent/GB0028264D0/en not_active Ceased
-
2001
- 2001-11-19 AU AU2002223827A patent/AU2002223827A1/en not_active Abandoned
- 2001-11-19 WO PCT/GB2001/005087 patent/WO2002040827A1/en not_active Application Discontinuation
- 2001-11-19 US US10/432,189 patent/US7244693B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-11-19 EA EA200300496A patent/EA005154B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-11-19 EP EP01996670A patent/EP1368553A1/en not_active Ceased
-
2003
- 2003-05-19 NO NO20032245A patent/NO319227B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200300496A1 (ru) | 2003-12-25 |
| WO2002040827A8 (en) | 2004-04-08 |
| EP1368553A1 (en) | 2003-12-10 |
| NO20032245L (no) | 2003-07-14 |
| GB0028264D0 (en) | 2001-01-03 |
| NO319227B1 (no) | 2005-07-04 |
| US7244693B2 (en) | 2007-07-17 |
| AU2002223827A1 (en) | 2002-05-27 |
| NO20032245D0 (no) | 2003-05-19 |
| US20040060702A1 (en) | 2004-04-01 |
| WO2002040827A1 (en) | 2002-05-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA005154B1 (ru) | Обработка скважин | |
| EA005108B1 (ru) | Способ обработки скважины | |
| CA2800309C (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
| US6761220B2 (en) | Treatment of a well with an encapsulated liquid and process for encapsulating a liquid | |
| US8598094B2 (en) | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations | |
| US7807609B2 (en) | Well treatment process | |
| CA2595686A1 (en) | Soluble diverting agents | |
| EA004990B1 (ru) | Способ обработки скважин | |
| WO2001029369A1 (en) | A novel fluid system having controllable reversible viscosity | |
| US10012061B2 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
| AU2017219172A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
| WO2017116438A1 (en) | Hydrophobizing treatments and agents and methods of use in subterranean formations | |
| JPS6327390B2 (ru) | ||
| RU2319727C1 (ru) | Состав для обработки терригенных коллекторов | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| WO1998040606A1 (en) | Well treatment with particles | |
| Rabie | Reaction of calcite and dolomite with in-situ gelled acids, organic acids, and environmentally friendly chelating agent (GLDA) | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| CA2909316A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| TC4A | Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent | ||
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |