EA008084B1 - Способ контролируемого размещения химических реагентов, используемых в нефтедобыче, и состав, предназначенный для его осуществления - Google Patents
Способ контролируемого размещения химических реагентов, используемых в нефтедобыче, и состав, предназначенный для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA008084B1 EA008084B1 EA200500293A EA200500293A EA008084B1 EA 008084 B1 EA008084 B1 EA 008084B1 EA 200500293 A EA200500293 A EA 200500293A EA 200500293 A EA200500293 A EA 200500293A EA 008084 B1 EA008084 B1 EA 008084B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- granules
- density
- well
- additive
- granule
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 16
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 80
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 101
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 35
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 23
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 8
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 claims description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 5
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 3
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 2
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 14
- 239000008188 pellet Substances 0.000 abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- -1 derivatives of aliphatic fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Chemical class C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100453673 Rattus norvegicus Kdm3a gene Proteins 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Chemical class O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 108010046334 Urease Proteins 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 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
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000007903 gelatin capsule Substances 0.000 description 1
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 1
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 1
- 150000002391 heterocyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 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
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 229920002492 poly(sulfone) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003248 quinolines Chemical class 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005563 spheronization Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Chemical class OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—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
-
- 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
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
Abstract
В изобретении описан способ введения добавок в нефтяные, газовые скважины, а также скважины для закачивания воды в пласты месторождений, а также в трубопроводы, в твердом виде в любые участки скважин, кроме дна. Способ применяется с использованием гранул, характеризующихся плотностью, достаточной для суспендирования гранул в верхней жидкой фазе, нижней жидкой фазе, а также на границе двух жидких фаз внутри ствола скважины. Гранулы готовятся из гранульной матрицы, такой, например, как этоксилированный воск, а также утяжеляющего агента и добавки. Посредством варьирования количества утяжеляющего агента, плотность гранулы также может варьироваться, что способствует ее временному нахождению в выбранном участке скважины в течение времени, достаточного для доставки добавки в выбранный участок внутри скважины.
Description
Родственные заявки
По данной заявке испрашивается приоритет согласно предварительной заявке на патент США № 60/404,733, поданной 20 августа 2002 г.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу обработки нефтяных, газовых и водонагнетательных скважин химическими реагентами, применяемыми для уменьшения коррозии, предотвращения образования минеральных отложений, асфальтенов и других нежелательных условий, а также к составу для осуществления данного способа на практике. Настоящее изобретение, в частности, относится к способу контролируемого введения, контролируемого высвобождения подобных химических реагентов, а также к составу, предназначенному для осуществления данного способа на практике.
Предпосылки создания изобретения
Флюиды, добываемые из нефтяных скважин, пробуренных в нефтеносных пластах, содержат, в основном, сырую нефть и воду, и в настоящей заявке они названы пластовыми флюидами. Пластовые флюиды могут содержать также природный газ, который может быть желательным или нежелательным, а также основным продуктом для данной скважины, в случае если речь идет о газовой скважине. Пластовые флюиды также могут содержать СО2, а часто и ряд других нефте- и водонерастворимых соединений, таких как глина, кремнезем, различные воски, асфальтены, присутствующие в виде коллоидных суспензий. В дополнение к вышеперечисленным соединениям, пластовые флюиды могут содержать неорганические компоненты, которые могут осаждаться с образованием минеральных отложений. Эти материалы могут быть нежелательными в процессе разработки нефте- и газоносных месторождений, а также в нефте- и газодобыче.
В области техники, относящейся к нефте- и газодобыче, известно, каким образом исключить или уменьшить различные эффекты действия этих нежелательных материалов. Например, в процессах нефтеи газодобычи через эксплуатационные скважины, бурения новых скважин, или капитального ремонта существующих скважин различные химические реагенты, названные в настоящей заявке добавками и включающие ингибиторы образования минеральных отложений, ингибиторы парафиноотложения, ингибиторы коррозии, а также другие подобные им соединения, часто закачиваются от наземного источника в скважины, для обработки пластовых флюидов, протекающих сквозь скважины, с целью предотвращения или контроля осаждения минеральных солей, парафинов, или для защиты скважин от коррозии. Данные добавки могут быть инжектированы непрерывно или порциями через канал или трубопровод, который проходит с поверхности до определенной глубины внутри пласта месторождения, обычно выше проблемного участка. В дополнение к этому, добавка может закачиваться посредством технологии, обычно называемой обработкой пласта под давлением, в пласт вблизи ствола скважины, из которой она может медленно высвобождаться в пластовые флюиды. Иногда добавки вводятся при помощи электрических погруженных в воду насосов, как было показано, например, в υδ 4582131, или через дополнительный канал, связанный кабелем с электрическим насосом, как было показано, например, в ϋδ 5528824. В дополнение к этому, в случае скважин с разгерметизированным кольцевым пространством добавки могут быть введены с помощью насоса или вагонетки в кольцевое пространство скважины между насоснокомпрессорной и обсадной колоннами вместе с потоком, направляющим добавку в пластовые флюиды.
Большинство описанных способов подразумевает использование добавок в форме водных микроэмульсий или примесей, хотя известны также и органические растворы. Использование жидких добавок не лишено проблем. Так, в холодной воде добавки могут замерзать или превращаться в гель в ходе транспортировки, а также при использовании. Доставка источника тепла, в частности на удаленные буровые площадки, может быть проблемой. Доставка добавок в форме эмульсий и растворов также может быть дорогостоящей процедурой. Растворы и эмульсии по своей природе состоят из наиболее неактивных материалов: воды и/или растворителей. Для обработки нефтяных скважин было бы желательно доставлять добавки в форме, которая экономична с точки зрения доставки и применения, а также не требует дополнительных неактивных компонентов, необходимых для транспортировки.
Способ, основанный на использовании твердых добавок, по всей видимости, является более перспективным для предотвращения проблем, связанных с применением добавок в виде растворов и эмульсий, хотя также не лишен проблем. Одной из таких проблем является собственно процесс дозированного введения твердых добавок. Процесс введения твердой добавки в нефтяную скважину является не только дорогостоящим, но и может способствовать закупориванию скважины, а также возникновению других причин, требующих технического обслуживания и ремонта. Одно из решений данной проблемы описано в патенте ϋδ 6326335 В1 на имя Κο\ν1α51<ί и др. В этом патенте описан способ приготовления микрозакапсулированной добавки, в котором добавка вводится в желатиновую капсулу, утяжеленную соединением тяжелого металла. Согласно ΚονΙαδΚί капсулы приготавливаются таким образом, чтобы иметь плотность, достаточную для осаждения их на дно скважины.
Для обработки нефте- и газовых скважин с помощью добавок было бы желательно использовать твердые добавки, которые бы могли медленно высвобождаться в течение времени. Для обработки нефтеи газовых скважин с помощью добавок было бы особенно желательно использовать твердые добавки, не требующие тяжелых металлов в качестве утяжеляющих агентов. Для обработки нефте- и газовых сква
- 1 008084 жин с помощью добавок было бы особенно желательно размещать эти добавки в тех местах внутри скважины, которые нуждаются в обработке, для которой применяются данные добавки.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предлагается способ обработки нефтяной или газовой скважины, в стволе которой находится столб жидкости, путем введения в столб жидкости химических реагентов, заключающийся в том, что химические реагенты вводят в столб жидкости в форме гранул, плотность которых меньше плотности жидкости на дне скважины и примерно равна плотности жидкости в том месте в стволе скважины, в котором было бы желательно размещение химических реагентов для их контролируемого высвобождения в течение заданного времени.
В изобретении предлагается также гранула для обработки нефтяной или газовой скважины, в стволе которой находится столб жидкости. Предлагаемая в изобретении имеет по меньшей мере два слоя, из которых первый слой покрывает второй, и содержащая по меньшей мере одну добавку и утяжеляющий агент, при этом плотность первого слоя отличается от плотности второго слоя для размещения гранул в заданных местах скважины.
Еще одним объектом изобретения является способ обработки трубопровода, в котором содержатся свободные флюиды, путем введения в состав флюида химических реагентов, заключающийся в том, что химические реагенты вводят в состав флюида в форме гранул, плотность которых меньше плотности флюида в нижней точке трубопровода и примерно равна плотности флюида в том месте трубопровода, в котором было бы желательно размещение химических реагентов для их контролируемого высвобождения в течение заданного времени.
Соответственно, в изобретении предлагается также гранула для обработки трубопровода, в котором содержатся свободные флюиды, имеющая по меньшей мере два слоя, из которых первый слой покрывает второй, и содержащая по меньшей мере одну добавку и утяжеляющий агент, при этом плотность первого слоя отличается от плотности второго слоя для размещения гранул в заданных местах трубопровода.
Краткое описание чертежей
Для детального понимания и лучшей оценки настоящего изобретения последующее детальное описание изобретения с указанием предпочтительных вариантов его осуществления приведено вместе с сопровождающими чертежами.
На фиг. 1 показано схематическое изображение нефтяной скважины.
На фиг. 2 показана с увеличением секция нефтяной скважины со столбом жидкости.
На фиг. 3 и 4 графически представлены данные из примера 1.
На фиг. 5-10 графически представлены данные полевых испытаний предлагаемого в изобретении способа.
Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения
Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения изобретение представляет собой способ обработки нефтяной скважины, имеющей столб жидкости внутри ствола скважины. На фиг. 1 схематически изображена такая скважина. В ходе добычи нефти и газа пластовые флюиды движутся из нефте- и газоносного пласта 102 через отверстия перфорации 103 в направлении ствола скважины 104. Ствол скважины 104 обсажен по меньшей мере одной трубой, а часто рядом труб, называемых обсадной колонной, такими, например, как внешняя труба 105, а также насоснокомпрессорной колонной, представляющей собой внутреннюю трубу 106. Дно (забой) скважины 110 обычно наполнено гравием. Нефть и газ добывают с использованием труб, называемых насоснокомпрессорной колонной 106, которые идут к насосу 107 и затем через коллектор 108 к средствам хранения или транспортировки 109. Насос 107 может находиться либо на поверхности, и в этом случае он часто представляет собой вставной штанговый насос, или рядом с дном скважины, и в этом случае он часто является электропогружным насосом. В некоторых редких случаях для нефтяных скважин, а также отдельных газовых скважин, пластовые флюиды выходят из пласта самопроизвольно, вследствие чего наличие насоса не требуется.
Фиг. 2 иллюстрирует столб жидкости внутри ствола скважины. Столб жидкости состоит из двух фаз, а именно, более тяжелой фазы 202 и более легкой фазы 201. Тяжелая фаза обычно имеет большее содержание воды, в то время как более легкая фаза обычно состоит преимущественно из углеводородов. Граница раздела двух жидких фаз в приведенном примере находится непосредственно над пробуренными отверстиями 103 внутри ствола скважины, хотя может располагаться и существенно выше. Столб жидкости может содержать больше фаз, чем только две жидкие фазы, а также обладать различной плотностью в зависимости от условий в скважине.
Было бы желательно помещать добавки в различных местах внутри ствола скважины. Например, может быть желательным помещение добавок в жидкую фазу внутри легкой углеводородной части столба жидкости. Аналогично, может быть желательным размещение добавок в столбе жидкости на границе раздела жидких фаз. Также может быть желательным размещение добавок внутри тяжелой жидкой фазы столба жидкости, но выше дна скважины. Предлагаемый в изобретении способ может использоваться для размещения гранул, содержащих добавки, используемые в рамках настоящего изобретения, в любом месте внутри дискретных фаз, обладающих различными значениями вязкости, внутри столба жидкости, расположенного внутри ствола нефтяной и газовой скважины.
- 2 008084
Например, в одном из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения гранула, содержащая ингибитор коррозии, используется для обработки нефтяной и газовой скважины с целью защиты от коррозии обсадной и насосно-компрессорной колонн. Наряду с тем, что коррозия происходит в местах контакта обсадных труб с легкой жидкой фазой, состоящей преимущественно из углеводородов, процесс коррозии обычно более быстро протекает в местах контакта обсадных труб с тяжелой фазой, характеризующейся большим содержанием воды. Для такого случая было бы желательно приготавливать гранулы с большим значением плотности, чем у легкой фазы, но с меньшим, чем у тяжелой фазы. После введения в столб жидкости такая гранула будет иметь тенденцию оставаться на поверхности раздела двух фаз и, таким образом, высвобождать добавки в обе фазы столба жидкости, тяжелую и легкую. Это может быть особенно полезно в тех случаях, когда две фазы являются относительно статичными, как, например, в скважинах с низким уровнем добычи или закрытых на техническое обслуживание или ремонт.
Выбор места для размещения добавки варьируется от скважины к скважине. Факторами, влияющими на выбор места размещения гранул, используемых в рамках настоящего изобретения, являются, но не ограничиваются ими, дебит скважины, высота столба жидкости, положение границы раздела жидких фаз, положение входного отверстия добывающего трубопровода по отношению к границам раздела жидких фаз, а также другие, подобные им факторы. Предпочтительно, чтобы плотности фаз, находящихся внутри столба жидкости, были известны или определены с использованием традиционных хорошо известных методов тестирования и моделирования, пригодных для данной цели.
Когда плотность жидких фаз в стволе скважины известна, а также решено, где поместить гранулу, выбирается подходящая плотность гранулы. Для того, чтобы поместить гранулу внутри фазы, гранула должна иметь такую же плотность, как и фаза. Для размещения гранулы между фазами, величина плотность гранулы должна быть как можно ближе к среднему значению плотности для обеих фаз. Гранула готовится посредством смешения как минимум одной добавки, гранульной матрицы, а также достаточного количества утяжеляющего материала, используемого для получения гранулы требуемой плотности. Для применения на практике способа, описанного в настоящем изобретении, гранулы, используемые в рамках данного способа, предпочтительно имеют плотность в интервале от примерно 0,6 до примерно 1,3 единиц удельного веса, более предпочтительно от примерно 0,8 до примерно 1,2 единиц удельного веса, и наиболее предпочтительно от примерно 0,9 до примерно 1,1 единиц удельного веса.
В способе, предлагаемом в настоящем изобретении, гранула используется для введения добавок в выбранном месте или точке внутри столба жидкости, находящегося в газовой или нефтяной скважине. Добавка доставляется в выбранное место посредством регулировки плотности гранулы, содержащей добавку, при помощи утяжеляющего агента. В качестве утяжеляющего агента может служить любой материал, обладающий плотностью, отличной от плотности действующей добавки, и который может быть диспергирован внутри гранулы, используемой в рамках настоящего изобретения. Утяжеляющий агент может увеличивать или уменьшать эффективную плотность гранулы. Утяжеляющий агент предпочтительно выбирается из числа неорганических солей, труднорастворимых в пластовых флюидах, таких, например, как сульфат кальция, сульфат магния, карбонат кальция, оксид титана, оксид алюминия, хлорид калия, хлорид натрия, а также смеси данных солей.
Согласно настоящему изобретению добавки вводятся в нефтяные и газовые скважины с использованием гранул. Гранулы состоят из гранульной матрицы, внутри которой диспергированы утяжеляющий агент и добавка, предпочтительно присутствующие в виде очень мелких, но дискретных включений внутри гранулы. Гранулы, используемые в рамках предлагаемого в изобретении способа, могут быть получены любым способом, известным специалистам в данной области техники. Например, в одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, гранулы готовятся с использованием пресса для получения гранул, посредством продавливания под давлением смеси добавки, утяжеляющего агента и гранульной матрицы через фильеры в соответствии с известными способами, а также с использованием известного оборудования. Гранулы предпочтительно имеют наибольший размер поперечного сечения больш, чем 0,05 мм, но меньше чем 1 мм. В процессе штамповки гранулы могут быть разрезаны таким образом, чтобы обладать любым желаемым значением длины, но также могут быть раздроблены случайным образом, так чтобы получаемый продукт состоял из гранул со средней длиной 0,2-0,5 мм.
В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения гранулы, используемые в рамках настоящего изобретения, получают посредством процесса распыления. В данном способе смесь утяжеляющего агента, добавки и гранульной матрицы распыляется в охлаждаемый цилиндр, после чего ей дают коалесцировать и образовывать гранулы в ходе свободного падения. К другим способам получения гранул, используемых в рамках настоящего изобретения, можно отнести кристаллизацию, осаждение, спекание, псевдоожижение, агломерацию посредством псевдоожижения, центрифугирование, прессование, сферонизацию, грануляцию в барабанах и способ агломерации посредством большого сдвига. Кроме того, может быть использован любой другой способ, пригодный для получения гранул и полезный для настоящего изобретения.
Добавки, используемые в рамках настоящего изобретения, представляют собой вещества, которые применяют для предотвращения или уменьшения образования минеральных отложений, парафинов, асфальтенов, а также эмульсий. Другие добавки, пригодные для предотвращения или уменьшения явлений
- 3 008084 коррозии, роста бактерий, а также вспенивания, также могут быть использованы в рамках предлагаемого в изобретении способа. Например, в случае, когда проблемой является рост бактерий, добавка является бактерицидной и может быть выбрана из группы, состоящей из формальдегида, параформальдегида, глутаральдегида, аммиака, четвертичных аммониевых соединений, гипохлорита натрия, различных фенолов, а также смесей указанных соединений. Любой известный бактерицидный агент, полезный в данном случае, может быть использован в рамках предлагаемого в изобретении способа.
В том случае, когда добавки, используемые в способе, предлагаемом в настоящем изобретении, представляют собой ингибиторы коррозии, они предпочтительно выбираются из группы соединений, состоящей из карбоновых кислот и их производных, таких как производные алифатических жирных кислот, имидазолинов и их производных, включая амиды, четвертичные аммониевые соли, производные канифоли, амины, соединения пиридина, тритиоловые соединения, серосодержащие гетероциклические соединения, соединения хинолина, либо соли или полимеры любых из указанных веществ, а также их смеси. Например, подходящими ингибиторами являются первичные, вторичные и третичные моноамины, диамины, амиды, полиэтоксилированные амины, диамины или амиды, соли этих веществ, а также амфотерные соединения. Кроме того, другими примерами являются имидазолины, имеющие как неразветвленные, так и разветвленные алкильные цепочки, сложные эфиры фосфатов, а также серосодержащие соединения.
Еще одной добавкой, которая может быть использована в рамках настоящего изобретения, является ингибитор парафиноотложения. Диспергирующие агенты, которые выступают в качестве растворителей для парафинов, например неионные и анионные поверхностно-активные вещества, также могут использоваться в рамках настоящего изобретения. Ингибиторами парафиноотложения также могут являться длинноцепочечные полимеры и/или поверхностно-активные материалы. Любой ингибитор образования парафинов, известный лицам, квалифицированным в данной области техники как подходящий, может быть использован в рамках предлагаемого в изобретении способа.
Кроме того, еще одной добавкой, которая может быть использована в рамках настоящего изобретением, является ингибитор осаждения асфальтенов (асфальтосмолистых отложений). Подходящими химическими реагентами, используемыми для обработки асфальтенов, являются алкилфенолэтоксилаты и алифатические полиэфиры.
Другими добавками, которые могут быть использованы в рамках настоящего изобретением, являются ингибиторы образования минеральных отложений. Ингибиторы образования минеральных отложений, которые могут быть использованы в рамках предлагаемого в изобретении способа, представляют собой сложные эфиры фосфатов, полиакрилаты, фосфонаты, полиакриамиды, а также полисульфоновые поликарбоксилаты.
Гранулы, используемые в настоящем изобретении, готовятся с применением гранульной матрицы. Гранульная матрица является непрерывной фазой, в которой диспергированы добавка и утяжеляющий агент. Функцией гранульной матрицы, используемой в рамках настоящего изобретения, является медленное высвобождение добавки. Желательно, чтобы со временем гранула теряла достаточное количество добавки и утяжеляющего агента, вследствие чего ее плотность будет уменьшаться, и она, в свою очередь, будет всплывать к верхней части столба жидкости. Наиболее предпочтительно, чтобы гранульная матрица была материалом, который будет медленно растворяться в жидкой фазе, находясь наверху столба жидкости. Это позволит избежать накопления гранул в столбе жидкости в течение длительных периодов обработки с помощью гранул.
Матрицы гранул, используемые в рамках настоящего изобретения, являются любыми из числа тех, которые обладают качествами, описанными в предыдущем абзаце. Предпочтительными матрицами для гранул, используемыми в рамках настоящего изобретения, являются, но не ограничиваются ими линейные спирты, воски, этоксилаты, сахара, уреазы, крахмалы, а также смеси указанных веществ. Наиболее предпочтительно, чтобы гранульные матрицы, применяемые для приготовления гранул, используемых в способе, описанном настоящим изобретением, являлись этоксилированными восками.
В дополнение к уже описанным предпочтительным вариантам осуществления изобретения, настоящее изобретение включает в себя также разработку определенных гранул. Например, в одном из предпочтительных вариантов осуществления данного изобретения, используется гранула, применяемая для доставки по меньшей мере одной добавки к двум местам внутри столба жидкости, расположенного в нефтяной или газовой скважине. В этом предпочтительном варианте осуществления изобретения, первая гранула готовится таким образом, чтобы она обладала относительно низкой плотностью. Эта гранула затем покрывается вторым слоем гранульной матрицы, добавки и утяжеляющего агента, имеющего большую плотность. В этом предпочтительном варианте осуществления изобретения, гранула может быть использована сначала для обработки более плотной фазы внутри столба жидкости, после чего она теряет внешний слой, и может применяться для обработки менее плотной фазы. Также возможны другие предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения, включая, например, такой, в котором в грануле находятся две различных добавки, первая из которых является относительно плотной добавкой, которая быстро освобождается из гранулы, а вторая выходит гораздо медленнее, при этом плотность гранулы уменьшается после того, как высвобождается первая добавка.
- 4 008084
В дополнение к уже описанным предпочтительным вариантам осуществления изобретения, настоящее изобретение также включает в себя смеси гранул. Например, одна гранула может содержать добавку, ингибирующую коррозию, и иметь плотность, подходящую для доставки в зону между легкой углеводородной и более тяжелой водной фазой. Вторая гранула может содержать пенообразующий агент и доставляться для удаления воды в область более тяжелой водной фазы. Обработка нефтяной и газовой скважины, таким образом, может заключаться в применении смеси двух гранул, доставленных в одно и то же время. Любое число, а также комбинация различных гранул может быть доставлена для обработки предлагаемым в изобретении способом.
Ингибиторы, используемые в рамках настоящего изобретения, предпочтительно должны представлять собой медленно высвобождающиеся ингибиторы. На практике в способе, предлагаемом в настоящем изобретении, предпочтительно, чтобы скорость высвобождения ингибиторов из гранул контролировалась посредством варьирования размера включений, или капель, размера добавок внутри гранул или варьированием размера самих гранул. В другом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, варьирование химического состава гранульной матрицы контролирует скорость высвобождения. Безотносительно к какой-либо теории, предполагается, что скорость высвобождения является функцией размера капель и/или размера гранулы. Чем больше размер капли или гранулы, тем меньше площадь поверхности по отношению к объему капли или гранулы. Для двух гранул, содержащих одно и то же количество добавки, гранула с большими каплями будет высвобождать содержащуюся в ней добавку более медленно, чем гранула с меньшими каплями. Посредством регулирования скорости смешивания в тот момент, когда добавка смешивается с гранульной матрицей, регулируют скорость высвобождения, так чтобы предпочтительно она составляла примерно от одного месяца до одного года, более предпочтительно от примерно двух месяцев до примерно десяти месяцев, и наиболее предпочтительно от примерно двух месяцев до примерно шести месяцев.
Скорость высвобождения добавок из гранул, используемых в рамках настоящего изобретения, может варьироваться в зависимости от добавки и гранульной матрицы, выбранной для приготовления гранул. Предпочтительно, чтобы гранулы, используемые в рамках настоящего изобретения, обеспечивали скорость высвобождения добавки в интервале от примерно 5 до примерно 500 част./млн флюида, добываемого из нефтяной и газовой скважины, что является значением концентрации, необходимой для получения желаемого результата и производительности от действия химической добавки. Процесс высвобождения из гранул происходит при фиксированном значении скорости, зависящей от размера гранулы или капли, содержащей добавку внутри гранулы, таким образом, что дозировка для выбранной скважины может быть скорректирована в зависимости от дебита данной нефтяной или газовой скважины.
Способ согласно настоящему изобретению применяется на практике посредством введения добавок в форме гранул в столб жидкости, находящийся внутри нефтяной или газовой скважины. Гранулы предпочтительно суспендируют в жидкости и под давлением закачивают в кольцевое пространство скважины между обсадной и насосно-компрессорной колоннами. Альтернативно, гранулы могут быть засыпаны, залиты или доставлены в вышеуказанное кольцевое пространство каким-либо другим способом при условии гарантии того, что после доставки таким способом в кольцевое пространство, они могут затем всплывать или погружаться до необходимого места внутри столба жидкости, находящегося внутри скважины.
Так как пластовые флюиды также пересекают трубопровод, выходящий за пределы скважины, аналогичные гранулы могут применяться и для системы трубопроводов с целью достижения таких же выгодных результатов от использования химических добавок. Гранулы можно вводить в виде суспензии в жидкости, вливать или вводить по каплям в систему труб, или помещать в специальное ограничивающее устройство, такое как корзина или матерчатый держатель.
Несмотря на то, что настоящее изобретение связано в первую очередь с нефтяными или газовыми скважинами, предложенный в настоящем изобретении способ может быть применен для любого другого типа скважин, внутри которых есть столб жидкости. Несмотря на то, что в формуле изобретения описывается нефтяная и газовая скважина, это сделано для того, чтобы содействовать поиску данного изобретения с использованием электронных баз данных, хотя и понятно, что формула изобретения подразумевает возможность использования способа, описанного настоящим изобретением, для любого другого типа скважин, внутри которых есть столб жидкости.
Примеры
Следующие примеры представлены для иллюстрации настоящего изобретения. Представленные примеры не имеют своей целью ограничить объем настоящего изобретения и, следовательно, не должны интерпретироваться с этой точки зрения. Количества веществ даны, если это не обговаривается отдельно, в массовых частях или массовых процентах.
Пример 1.
Гранулу, используемую в способе, предлагаемом в настоящем изобретении, готовили при высокой скорости смешивания посредством смешения ингибитора коррозии имидазолина (20 мас.% Вакег Рс(го111с СК.О111), карбоната кальция, а также этоксилированного воска, содержащего примерно 100 моль компонента этиленоксида на моль воска (70% Вакег Ре(гоН1е Ро1у^ах® 1000). Приготовленную смесь затем гранулировали с использование процесса распыления. Гранулы характеризовали средним значением
- 5 008084 диаметра менее чем 1000 мкм. Гранулы характеризовали средним значением плотности 1,0 единиц удельного веса (зрешйс цга+Иу ипйз).
Стандартные тесты с использованием впрыскивания в лабораторный сосуд, а также котел проводили в течение от 1 до 5 дней, для того чтобы определить, способствуют ли гранулы ингибированию коррозии, по сравнению со стандартными ингибиторами. Полученные результаты представлены на фиг. 3.
При более длительном тестировании ячейки в котле тестирования готовили идентичным образом, однако вкладыши вставляли через определенные интервалы во времени с одновременным измерением линейного поляризационного сопротивления (ЬРК), а также контролем потери массы в течение 24 ч. Серии емкостей, содержащие 100%-ный 1зораг М®, 100%-ный солевой раствор, а также раствор, в котором соотношение солевой раствор/нефть было равно 80/20, приготавливались с использованием 0,175 г гранул. Емкости выдерживали при температуре 180°Г (82,2°С) в течение заданного периода времени. В определенное время одну из емкостей вынимали, и оставшиеся гранулы отделяли посредством фильтрации, после чего высушивали до постоянной массы. Суммарно было приготовлено 84 гранулы для тестирования в данных емкостях в течение трех месяцев. Скорость высвобождения для каждой емкости определяли по разнице масс. На основании этих статических данных гранулы обеспечивают постоянную скорость высвобождения в течение от 1,5 до 2 месяцев. Результаты представлены на фиг. 4.
Поток через лабораторный сосуд для тестирования при температуре 120°Г (48,9°С) с использованием трех литров поддерживали в течение четырех дней для сравнения производительности ингибирования коррозии между СК.О111 внутри гранулы и обычного СК.О111. Скорость потока была выбрана таким образом, чтобы жидкость целиком заменялась 9 раз в течение дня. Исследование остатков химических реагентов проводили для подтверждения значения концентрации ингибитора. На основании статических скоростей высвобождения и исследованных остатков ингибитора, гранулированый продукт при потоке через лабораторный сосуд для тестирования должен обеспечивать постоянную скорость ингибирования в течение от 1,1 до 1,6 месяцев. Данные показаны ниже в таблице.
| Солевой раствор | Раствор с соотношением солевой раствор/1зораг М: 80/20 | 1зораг М | ||||
| Время (дни) | Потеря массы | Скорость (%/час.) | Потеря массы | Скорость (%/час.) | Потеря массы | Скорость (%/час.) |
| 1 | 0,004 | 0,0868 | 0,008 | 0,1736 | 0,011 | 0,2387 |
| 3 | 0,005 | 0,0362 | 0,011 | 0,0796 | 0,038 | 0,2749 |
| 10 | 0,011 | 0,0239 | 0,032 | 0,0694 | 0,127 | 0,2756 |
| 17 | 0,014 | 0,0179 | 0,049 | 0,0626 | 0,169 | 0,2157 |
| 24 | 0,021 | 0,0190 | 0,073 | 0,0660 | 0,181 | 0,1637 |
| 31 | 0,024 | 0,0168 | 0,098 | 0,0686 | 0,183 | 0,1281 |
| 38 | 0,031 | 0,0177 | 0,121 | 0,0691 | 0,191 | 0,1091 |
| 45 | 0,033 | 0,0159 | 0,142 | 0,0685 | 0,187 | 0,0902 |
| 52 | 0,037 | 0,0154 | 0,164 | 0,0684 | 0,189 | 0,0789 |
| 59 | 0,039 | 0,0143 | 0,204 | 0,0750 | 0,188 | 0,0692 |
Примеры 2-6.
Шесть нефтяных скважин были обработаны сначала с использованием обычного жидкого ингибитора коррозии, а затем при помощи капсулированного ингибитора коррозии из примера 1. Обработку обычным ингибитором коррозии проводили посредством его прямого закачивания в скважину, после чего измеряли концентрацию ингибитора коррозии в добываемой жидкости в течение периодов времени, указанных на фиг. 5-10.
Затем скважины были обработаны с использованием предлагаемого в изобретении способа, в соответствии с которым капсулированный ингибитор коррозии также инжектировали в скважину, после чего измеряли концентрацию ингибитора коррозии в добываемой жидкости в течение периодов времени, указанных на фиг. 5-10.
В ходе курса обработок измеряли концентрацию ингибитора коррозии как функцию времени, что показано ниже на фиг. 5-10, на которых можно наблюдать, что с использованием предлагаемого в изобретении способа концентрация ингибитора коррозии поддерживалась на уровне, существенно более близком к заданной концентрации, по сравнению с использованием обычного ингибитора коррозии.
Claims (17)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки нефтяной или газовой скважины, в стволе которой находится столб жидкости, путем введения в столб жидкости химических реагентов, заключающийся в том, что химические реаген- 6 008084 ты вводят в столб жидкости в форме гранул, плотность которых меньше плотности жидкости на дне скважины и примерно равна плотности жидкости в том месте в стволе скважины, в котором было бы желательно размещение химических реагентов для их контролируемого высвобождения в течение заданного времени.
- 2. Способ по п.1, где место в стволе скважины, в котором было бы желательно введение химических реагентов, находится вверху столба жидкости в скважине.
- 3. Способ по п.1, где место в стволе скважины, в котором было бы желательно введение химических реагентов, находится на границе раздела двух жидких фаз в столбе жидкости в скважине.
- 4. Способ по п.1, где гранулы имеют плотность в интервале от примерно 0,6 до примерно1,3.
- 5. Способ по п.4, где гранулы имеют плотность в интервале от примерно 0,8 до примерно1,2.
- 6. Способ по п.5, где гранулы имеют плотность в интервале от примерно 0,9 до примерно1,1.
- 7. Способ по п.1, где гранулы готовят с использованием утяжеляющего агента, который выбирают из группы, состоящей из сульфата кальция, сульфата магния, карбоната кальция, оксида титана, оксида алюминия, хлорида калия, хлорида натрия, а также смесей данных соединений.
- 8. Способ по п.1, где гранулы имеют наибольший размер поперечного сечения, который больше чем 0,05 мм, но меньше чем 1 мм.
- 9. Способ по п.1, где химические реагенты являются добавками.
- 10. Способ по п.9, где добавку применяют для предотвращения или уменьшения образования минеральных отложений, парафинов, асфальтенов, а также эмульсий.
- 11. Способ по п.9, где добавку применяют для предотвращения или уменьшения явлений коррозии, роста бактерий, а также вспенивания.
- 12. Способ по п.9, где добавку применяют для удаления жидкости из скважины, например, посредством инициирования пенообразования.
- 13. Способ по п.9, где гранулы содержат две различных добавки в одной грануле.
- 14. Способ по п.9, где гранулы представляют собой смесь гранул, каждая из которых содержит одну добавку на гранулу, причем одни гранулы содержат первую добавку, а другие гранулы содержат вторую добавку.
- 15. Гранула для обработки нефтяной или газовой скважины, в стволе которой находится столб жидкости, имеющая по меньшей мере два слоя, из которых первый слой покрывает второй, и содержащая по меньшей мере одну добавку и утяжеляющий агент, при этом плотность первого слоя отличается от плотности второго слоя для размещения гранул в заданных местах скважины.
- 16. Способ обработки трубопровода, в котором содержатся свободные флюиды, путем введения в состав флюида химических реагентов, заключающийся в том, что химические реагенты вводят в состав флюида в форме гранул, плотность которых меньше плотности флюида в нижней точке трубопровода и примерно равна плотности флюида в том месте трубопровода, в котором было бы желательно размещение химических реагентов для их контролируемого высвобождения в течение заданного времени.
- 17. Гранула для обработки трубопровода, в котором содержатся свободные флюиды, имеющая по меньшей мере два слоя, из которых первый слой покрывает второй, и содержащая по меньшей мере одну добавку и утяжеляющий агент, при этом плотность первого слоя отличается от плотности второго слоя для размещения гранул в заданных местах трубопровода.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US40473302P | 2002-08-20 | 2002-08-20 | |
| US10/642,901 US7135440B2 (en) | 2002-08-20 | 2003-08-18 | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
| PCT/US2003/026222 WO2004018834A1 (en) | 2002-08-20 | 2003-08-20 | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200500293A1 EA200500293A1 (ru) | 2005-08-25 |
| EA008084B1 true EA008084B1 (ru) | 2007-02-27 |
Family
ID=31946754
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200500293A EA008084B1 (ru) | 2002-08-20 | 2003-08-20 | Способ контролируемого размещения химических реагентов, используемых в нефтедобыче, и состав, предназначенный для его осуществления |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7135440B2 (ru) |
| EP (1) | EP1532346B1 (ru) |
| AT (1) | ATE403062T1 (ru) |
| AU (1) | AU2003265565A1 (ru) |
| BR (1) | BR0313146A (ru) |
| CA (1) | CA2494200C (ru) |
| DK (1) | DK1532346T3 (ru) |
| EA (1) | EA008084B1 (ru) |
| ES (1) | ES2308019T3 (ru) |
| MX (1) | MXPA05001923A (ru) |
| NO (1) | NO327824B1 (ru) |
| WO (1) | WO2004018834A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698346C1 (ru) * | 2019-01-30 | 2019-08-26 | Сергей Владимирович Кривцов | Контейнер для подачи ингибитора в скважину |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7994103B2 (en) * | 2002-08-20 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same |
| 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 |
| US20050072570A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Lehman Lyle Vaughan | Contamination-resistant sand control apparatus and method for preventing contamination of sand control devices |
| US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
| US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
| US7863362B2 (en) | 2004-09-14 | 2011-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Density-matched polymer slurries |
| GB2423099A (en) * | 2005-02-10 | 2006-08-16 | Rhodia Uk Ltd | Phosphorus containing species in sludge control |
| US8563481B2 (en) * | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| US7256224B2 (en) * | 2005-09-21 | 2007-08-14 | Baker Hughes Incorporated | Stabilized polymer drag reducing agent slurries |
| US7388046B2 (en) | 2006-04-19 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Self-dispersing waxes as polymer suspension aids |
| US7772160B2 (en) * | 2006-09-06 | 2010-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of additives in oil and gas production |
| CN100560682C (zh) * | 2007-12-27 | 2009-11-18 | 大庆石油学院 | 一种井底沉降式防垢防蜡剂 |
| CA2729802C (en) | 2008-07-02 | 2013-06-11 | Ciris Energy, Inc. | Method for optimizing in-situ bioconversion of carbon-bearing formations |
| WO2010027455A1 (en) * | 2008-09-04 | 2010-03-11 | Ciris Energy, Inc. | Solubilization of algae and algal materials |
| SG181644A1 (en) * | 2009-12-18 | 2012-07-30 | Ciris Energy Inc | Biogasification of coal to methane and other useful products |
| CN104047574B (zh) * | 2013-03-13 | 2016-12-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气田用井下液体释放装置及方法 |
| WO2014207000A1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-12-31 | Institutt For Energiteknikk | Mineral-encapsulated tracers |
| CN109762545B (zh) * | 2019-02-27 | 2021-03-02 | 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十二采油厂 | 一种油井井筒深部起效型清防蜡剂及其制备方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3756949A (en) * | 1971-08-30 | 1973-09-04 | Universal Oil Prod Co | Shaped particles |
| WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
| US6380136B1 (en) * | 1996-05-31 | 2002-04-30 | Bp Exploration Operating Company | Coated products and use thereof in oil fields |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2836555A (en) * | 1956-07-30 | 1958-05-27 | Arthur L Armentrout | Material for recovering lost circulation in wells |
| US3676363A (en) * | 1969-09-04 | 1972-07-11 | Benjamin Mosier | Production of weighted microcapsular materials |
| US4192753A (en) * | 1978-03-07 | 1980-03-11 | Union Oil Company Of California | Well completion and workover fluid having low fluid loss |
| US4659334A (en) * | 1984-07-10 | 1987-04-21 | Petrolite Corporation | Particulate compositions used in petroleum systems comprising encapsulated materials |
| US4588640A (en) * | 1984-07-10 | 1986-05-13 | Petrolite Corporation | Particulate compositions |
| US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
| US4905762A (en) * | 1988-12-30 | 1990-03-06 | Union Oil Company Of California | Inhibiting wax deposition from a wax-containing oil |
| US5027901A (en) * | 1989-09-06 | 1991-07-02 | Petrolite Corporation | Method of oil well corrosion inhibition via emulsions and emulsions therefore |
| US5922652A (en) * | 1992-05-05 | 1999-07-13 | Procter & Gamble | Microencapsulated oil field chemicals |
| US5753596A (en) * | 1995-11-09 | 1998-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Methods and emulsions for inhibition of oil well corrosion |
| GB9700320D0 (en) * | 1997-01-09 | 1997-02-26 | Imperial College | Method |
| US6126872A (en) * | 1998-01-27 | 2000-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Microencapsulated drag reducing agents |
| US6379612B1 (en) * | 1998-07-27 | 2002-04-30 | Champion Technologies, Inc. | Scale inhibitors |
-
2003
- 2003-08-18 US US10/642,901 patent/US7135440B2/en active Active
- 2003-08-20 AU AU2003265565A patent/AU2003265565A1/en not_active Abandoned
- 2003-08-20 EP EP03793230A patent/EP1532346B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-20 MX MXPA05001923A patent/MXPA05001923A/es active IP Right Grant
- 2003-08-20 CA CA2494200A patent/CA2494200C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-20 BR BR0313146-7A patent/BR0313146A/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-08-20 WO PCT/US2003/026222 patent/WO2004018834A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-08-20 EA EA200500293A patent/EA008084B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-08-20 AT AT03793230T patent/ATE403062T1/de active
- 2003-08-20 ES ES03793230T patent/ES2308019T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-20 DK DK03793230T patent/DK1532346T3/da active
-
2005
- 2005-02-10 NO NO20050733A patent/NO327824B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3756949A (en) * | 1971-08-30 | 1973-09-04 | Universal Oil Prod Co | Shaped particles |
| US6380136B1 (en) * | 1996-05-31 | 2002-04-30 | Bp Exploration Operating Company | Coated products and use thereof in oil fields |
| WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698346C1 (ru) * | 2019-01-30 | 2019-08-26 | Сергей Владимирович Кривцов | Контейнер для подачи ингибитора в скважину |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO327824B1 (no) | 2009-10-05 |
| DK1532346T3 (da) | 2008-09-22 |
| WO2004018834A1 (en) | 2004-03-04 |
| CA2494200C (en) | 2011-07-12 |
| CA2494200A1 (en) | 2004-03-04 |
| NO20050733L (no) | 2005-03-15 |
| EP1532346B1 (en) | 2008-07-30 |
| MXPA05001923A (es) | 2005-10-19 |
| EP1532346A1 (en) | 2005-05-25 |
| US20040110645A1 (en) | 2004-06-10 |
| US7135440B2 (en) | 2006-11-14 |
| ATE403062T1 (de) | 2008-08-15 |
| EA200500293A1 (ru) | 2005-08-25 |
| ES2308019T3 (es) | 2008-12-01 |
| BR0313146A (pt) | 2005-07-12 |
| AU2003265565A1 (en) | 2004-03-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008084B1 (ru) | Способ контролируемого размещения химических реагентов, используемых в нефтедобыче, и состав, предназначенный для его осуществления | |
| US10696897B2 (en) | Sand control method using deformable non-spherical particulates | |
| EP0193369B1 (en) | Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid | |
| US7493955B2 (en) | Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same | |
| US9879173B2 (en) | Well treatment composites for use in well treatment fluids | |
| US9010430B2 (en) | Method of using shaped compressed pellets in treating a well | |
| GB2540841A (en) | Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods f | |
| BRPI0700126B1 (pt) | Compósito compreendendo um particulado poroso e um agente para tratamento de poços solúveis em hidrocarbonetos | |
| US7772160B2 (en) | Method for controlled placement of additives in oil and gas production | |
| Bezemer et al. | Prevention of carbonate scale deposition: A well-packing technique with controlled solubility phosphates | |
| US7994103B2 (en) | Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same | |
| US10647910B1 (en) | Methods for enhancing effective propped fracture conductivity | |
| US11142680B2 (en) | Controlled release solid scale inhibitors | |
| Kerver et al. | Scale inhibition by the squeeze technique | |
| US20220106864A1 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| US3194314A (en) | Process of inhibiting corrosion in oil production | |
| Aleksandrov et al. | Selecting a Technology to Increase well Capacity and Enhance Oil Recovery of the YUS11 Formation of the Fainsk Oil Field | |
| US20210230472A1 (en) | Encapsulated filtercake removal treatment | |
| WO2021015720A1 (en) | Methods of using treatment fluids including weakly emulsifying surfactants | |
| Lambert | Novel Chemical Applications for Enhancing Production From Mature Assets |
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): RU |