EA009009B1 - Способ обработки пласта месторождения - Google Patents

Способ обработки пласта месторождения Download PDF

Info

Publication number
EA009009B1
EA009009B1 EA200500316A EA200500316A EA009009B1 EA 009009 B1 EA009009 B1 EA 009009B1 EA 200500316 A EA200500316 A EA 200500316A EA 200500316 A EA200500316 A EA 200500316A EA 009009 B1 EA009009 B1 EA 009009B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gel
formation
chemical reagent
polymer
crosslinking agent
Prior art date
Application number
EA200500316A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500316A1 (ru
Inventor
Айан Ралф Коллинз
Тревор Джонс
Кристофер Джордж Осборн
Original Assignee
Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед filed Critical Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Publication of EA200500316A1 publication Critical patent/EA200500316A1/ru
Publication of EA009009B1 publication Critical patent/EA009009B1/ru

Links

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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/706—Encapsulated breakers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
    • 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

  • 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)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Glass Compositions (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Treatments Of Macromolecular Shaped Articles (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
  • Iron Core Of Rotating Electric Machines (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Приведено описание способа введения химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче, в пласт нефте- и газоносного пористого подземного месторождения через скважину, включающего инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную фазу, химический реагент, используемый в нефте- и газодобыче, и полимер, склонный к гелеобразованию, через скважину в пласт пористого подземного месторождения, в результате чего в порах подземного пласта полимер, склонный к гелеобразованию, образует гель, что приводит к инкапсуляции химического реагента в геле и контролируемому высвобождению химического реагента из геля в жидкие фазы пласта.

Description

Настоящее изобретение относится к химическим реагентам, используемым в нефте- и газодобыче, в частности к ингибиторам образования минеральных отложений, а также к их применению.
Ингибиторы образования минеральных отложений используются в производственных скважинах для предотвращения образования минеральных отложений в разрабатываемом пласте месторождения и/или в производственных линиях забоя скважины, а также на поверхности. К минеральным отложениям относятся малорастворимые неорганические соли, например сульфат бария или стронция, карбонат кальция, сульфат или фторид кальция. Отложение солей на различных поверхностях и производственном оборудовании в процессе нефте- и газодобычи из подземных месторождений является очень важной производственной проблемой. Накопление минеральных отложений ухудшает проходимость месторождения, уменьшает производительность скважины, а также сокращает время жизни производственного оборудования. С целью очистки скважины и оборудования от солевых отложений требуется проведение трудоёмкой и дорогостоящей процедуры остановки производства путем закрытия скважины.
Для уменьшения образования минеральных отложений можно инжектировать в разрабатываемый пласт через скважину раствор ингибитора образования солей. После этого необходима остановка работы скважины на некоторое время, в течение которого ингибитор образования минеральных отложений абсорбируется внутри пласта. Затем поток через производственную скважину возобновляется, а ингибитор, медленно десорбируясь в области жидких фаз в пласте месторождения, ингибирует образование солевых отложений. Добытые образцы этих жидких фаз в дальнейшем анализируется для определения в них концентрации ингибитора. При уменьшении значения концентрации до определенного уровня необходима повторная обработка. Ингибиторы образования минеральных отложений на водной основе характеризуются непродолжительным сроком жизни порядка нескольких недель. Постоянная необходимость в повторных обработках делает производство дорогостоящим, что обусловлено не только периодическими остановками производства, но и ценой используемого химического реагента - ингибитора образования минеральных отложений.
Другими водно-растворимыми или диспергированными в воде ингибиторами, применяемыми на производстве, являются ингибиторы коррозии, поглотители сероводорода, ингибиторы образования гидратов. Для использования этих химических реагентов также могут быть необходимы остановки в работе скважины.
Согласно ϋδ 5547025 специалисту в данной области известно, что гелеобразные или сшитые воднорастворимые полимеры полезны в усовершенствованном способе нефтедобычи, а также в других процессах, связанных с разработкой нефтяных месторождений. В частности, они применялись для изменения проходимости подземных пластов с целью увеличения эффективности способа заводнения. В большинстве случаев полимеры вместе с подходящей сшивающей системой инжектируются в водном растворе в месторождение. Полимеры проникают внутрь пласта и переходят в гель в тех областях, которые имеют наибольшую водную проницаемость. Более подробно, способ, рассмотренный в ИЗ 5547025, включает в себя инжектирование в пласт гелеобразующего состава, состоящего из карбоксилатсодержащего полимера, сшивающего агента и жидкости, в которой гелеобразующий состав формирует гель после инжектирования в месторождение.
Настоящим исследованием было установлено, что замедленный вывод химических реагентов, используемых в нефте- и газодобыче, может достигаться путем внедрения используемого реагента в гелеобразующий состав, инжектируемый в углеводородсодержащий пласт подземного месторождения, что позволяет уменьшить периодичность остановок производства и увеличить норму выработки нефти/газа.
Таким образом, согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ внедрения химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче, через скважину в пористый углеводородсодержащий пласт подземного месторождения, который состоит в инжектировании через скважину в пористый углеводородсодержащий пласт подземного месторождения гелеобразующего состава, состоящего из водной фазы, химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче, а также полимера, способного к гелеобразованию, который образует гель внутри пор подземного пласта, что приводит к инкапсуляции химического реагента в геле и дальнейшему контролируемому высвобождению его из геля в жидкую фазу пласта месторождения.
Контролируемое высвобождение химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче (в дальнейшем химического реагента), в жидкую фазу пласта месторождения происходит в результате деградации или разрушения геля и является более перспективным, так как увеличивает срок жизни химического реагента и уменьшает число необходимых обработок. В результате этого сокращается время вынужденного простоя производства, а также уменьшаются затраты на используемые химические реагенты.
Гелеобразующий состав лучше инжектировать в область вблизи ствола скважины, для того чтобы образование геля и последующий контролированный вывод химического реагента происходил в области вблизи ствола скважины. Под термином область вблизи ствола скважины подразумевается расстояние по радиусу менее 100 фут, предпочтительно менее 50 фут, еще лучше менее 30 фут от ствола скважины.
- 1 009009
Желательно, чтобы гель большей частью был неподвижен внутри пор формации.
Безотносительно к какой-либо теории предполагают, что гель может действовать как модификатор относительной проницаемости. Таким образом, жидкие углеводородсодержащие фазы пласта могут диффундировать или проникать сквозь гель с большей скоростью, чем водные фазы формации.
Таким образом, химический реагент высвобождается в водные фазы месторождения, в текучие углеводородсодержащие фазы пласта или в их смесь. Желательно, чтобы водная фаза месторождения являлась солевым раствором. Желательно, чтобы текучая углеводородсодержащая фаза была сырой нефтью, природным газом или газоконденсатом.
Желательно, чтобы контролируемое высвобождение химического реагента осуществлялось в течение как минимум 1 месяца, лучше 3-12 месяцев.
Можно предвидеть, что гелеобразующий состав, может содержать в себе примесь жидкости, химического реагента и полимера, склонного к гелеобразованию, и это именно та примесь, которая инжектируется в подземный пласт. Соответственно, химический реагент может быть растворён, диспергирован или суспендирован в жидкой фазе примеси. Соответственно, полимер, склонный к гелеобразованию, также растворяется или диспергируется в жидкой фазе примеси.
Склонные к гелеобразованию полимеры, подходящие для использования в этом изобретении, должны быть растворимы или могут быть диспергированы в жидкой фазе с увеличением ее вязкости. Предпочтительны полимеры, способные к сшивке с подходящим сшивающим агентом посредством сшивающих групп.
Таким образом, согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки пористого пласта углеводородсодержащего подземного месторождения, заключающийся в инжектировании через скважину гелеобразующего состава, состоящего из:
1) водной фазы,
2) химического реагента, используемого в нефте- и газодобыче,
3) полимера, склонного к гелеобразованию и содержащего сшивающие группы,
4) сшивающего агента.
Инжектирование данного состава должно осуществляться через скважину в пористый пласт подземного месторождения, в результате чего в порах пласта образуется гель посредством сшивки сшивающих групп полимера и сшивающего агента, что, в свою очередь, приводит к инкапсуляции химического реагента в геле и дальнейшему контролируемому высвобождению его из геля в жидкие фазы пласта месторождения.
Можно предвидеть, что гелеобразующий состав может содержать в себе примесь жидкости, химического реагента, полимера, склонного к гелеобразованию и сшивающего агента. Альтернативно, полимер, склонный к гелеобразованию, может быть диспергирован или растворён в первой водной фазе (в дальнейшем полимер-конденсат), и сшивающий агент может быть растворен во второй водной фазе (в дальнейшем сшивающий агент-конденсат). Полимер-конденсат и сшивающий агент-конденсат затем последовательно инжектируются в пласт вместе с химический реагентом, растворённым, диспергированным или суспендированным в полимер-конденсате и/или сшивающем агент-конденсате. Можно предвидеть, что полимер-конденсат может быть инжектирован в пласт перед сшивающим агентконденсатом или наоборот. Необязательно, водный разделитель может быть инжектирован между полимер-конденсатом и/или сшивающим агент-конденсатом. Необязательно, подземный пласт месторождения может быть предварительно промыт водной фазой перед инжектированием полимер-конденсата и сшивающего агент-конденсата. Соответственно, химический реагент может быть растворён, диспергирован или суспендирован в одной или нескольких промывочных водных фазах, полимер-конденсате, сшивающем агент-конденсате или водном разделителе. В случае необходимости подземное месторождение может быть заводнено с помощью водной фазы. В ходе последовательного добавления гелеобразующий состав образуется внутри пласта либо посредством добавления полимера, склонного к гелеобразованию, к сшивающему агенту, либо сшивающего агента к полимеру, склонному к гелеобразованию. Если химический реагент растворен, диспергирован или суспендирован в промывочной жидкости, то необходимо затем добавить к промывочной жидкости полимер и сшивающий агент.
Предпочтительно, чтобы гель, образующийся внутри пор пласта посредством сшивки сшивающих групп полимера, склонного к гелеобразованию, со сшивающим агентом, мог разрушаться, делая возможным поток углеводородов, как описано в международных заявках XV О 01/49971 и XVО 03/033860, которые приводятся в настоящем описании в качестве ссылок.
В качестве химических реагентов, используемых в нефте- и газодобыче, могут выступать:
1) ингибиторы образования минеральных отложений,
2) ингибиторы коррозии,
3) поглотители сероводорода,
4) ингибиторы гидратов.
Ингибиторы образования минеральных отложений содержат в своем составе водно-растворимые органические молекулы, имеющие как минимум 2 карбоксильные или/и фосфониевые, или/и сульфониевые кислотные группировки, например 2-30 таких группировок. Предпочтительными ингибиторами об
- 2 009009 разования минеральных отложений являются олигомеры или полимеры, а также мономеры, содержащие как минимум одну гидроксильную группу или/и атом азота аминогруппы, особенно в гидроксикарбоксильных кислотах, или гидрокси- или аминофосфоновых, или сульфоновых кислотах. Ингибиторы образования минеральных отложений используются в первую очередь для ингибирования образования солей кальция или/и бария. Примерами соединений, используемых в качестве ингибиторов образования минеральных солей, являются алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 атомов углерода, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота и аминоалкилфосфоновые кислоты, например полиаминометиленфосфонаты с 2-10 атомами азота, каждый их которых, например, имеет как минимум одну метиленфосфоновую кислотную группировку; в качестве примеров последних можно привести этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента(метиленфосфонат), а также триамин- и тетраминполиметиленфосфонаты с 2-4 метиленовыми группами между каждыми атомами азота и как минимум 2 различными рядами метиленовых групп в каждом фосфонате (например, как описано в опубликованной заявке ЕР-А-479462, которая приводится в настоящем описании в качестве ссылки). Другими ингибиторами образования минеральных отложений являются поликарбоновые кислоты, такие как акриловая, малеиновая, молочная или винная кислоты, и полимерные анионные соединения, такие как поливинилсульфоновая и поли(мет)акриловая кислоты, которые необязательно, но могут содержать как минимум некоторые фосфонил- или фосфинилгруппы, такие как в фосфинилполиакрилатах. Ингибиторы образования минеральных солей представлены соответственно, по крайней мере, частично, в форме их солей щелочных металлов, например натриевых солей.
Примерами ингибиторов коррозии являются соединения, ингибирующие коррозию стали, особенно в анаэробных условиях, и могут специально быть плёнкообразователями, способными к напылению в виде плёнки на поверхность металла, например на стальную поверхность стенок трубопроводов. Такими соединениями могут быть некватернизируемые алифатические длинноцепочечные гидрокарбил-Νгетероциклические соединения; предпочтительными являются моно- или диэтиленненасыщенные алифатические группировки, содержащие, например, 8-24 атомов углерода, такие, например, как олеил. При этом каждая Ν-гетерециклическая группа является 5-7 атомным кольцом, которое может содержать 1-3 атома азота; предпочтительны имидазоловые и имидазолиновые кольца. Кольцо также может содержать в качестве заместителя аминоалкил, например 2-аминоэтил, или гидроксиалкил, например 2гидроксиэтил. Также может использоваться олеилимидазолин. Поскольку ингибиторы коррозии приникают в пласт способом, описанным в настоящем изобретении, данные ингибиторы эффективны в уменьшении коррозии металлических поверхностей, так как они образуются за пределами скважины.
Поглотители сероводорода являются окислительными агентами, к которым относятся неорганические пероксиды, например пероксид натрия, или диоксид хлора, или альдегиды, например, содержащие 1-10 атомов углерода, такие как формальдегид или глутаральдегид, или (мет)акролеин.
Ингибиторы гидратов представляют собой соли общей формулы [Κ1(Κ2)ΧΚ3]+γ·, где каждый К1, К2 и К3 связан непосредственно с X;
каждый из К1 и К2, которые могут быть одинаковыми или разными, означает алкильную группу, содержащую как минимум 4 атома углерода;
X означает 8, ΝΡ4 или РК4, где каждый из К3 и К4, которые могут быть одинаковыми или разными, представляет собой водород или органическую группу с условием, что как минимум один из К3 и К4 является органической группой, содержащей минимум 4 атома углерода;
Υ является анионом.
Эти соли могут быть использованы в сочетании с ингибитором коррозии или, необязательно, с воднорастворимым полимером полярного этиленненасыщенного соединения. Предпочтительно, чтобы полимер был гомополимером или сополимером этиленненасыщенного Ν-гетероциклического карбонильного соединения, например гомополимером или сополимером Ν-виниломегакапролактама. Такие ингибиторы гидратов описаны в заявках ЕР 0770169 и XVО 96/29501, которые приводятся в настоящем описании в качестве ссылки.
Химический реагент, используемый в нефте- и газодобыче (в дальнейшем химический реагент), должен быть водно-растворимым или водно-диспергируемым. Альтернативно, частицы химического реагента могут быть суспендированы в водной фазе, являющейся компонентом гелеобразующего состава. Размер частиц должен быть достаточно маленьким, чтобы проникать в пласт. Если частицы очень велики, они приобретают тенденцию оседать, что потенциально ведет к проблеме агломерации. Размер частиц может быть 100% меньше чем 10 мкм, предпочтительнее 100% меньше чем 7 мкм и особенно 100% меньше чем 5 мкм. Предпочтительно, чтобы размер частиц был не меньше чем 25 нм, преимущественно не меньше чем 200 нм. Средний размер частиц обычно равен 1-3 мкм. Гранулированный химический реагент может относиться к типу, описанному в заявке ЕР 0902859, которая приводится в настоящем описании в качестве ссылки.
Гранулированный химический реагент может быть покрыт специальным покрывающим агентом, также описанным в заявке ЕР 0902859. Покрытый гранулированный химический реагент может быть изолирован от среды его приготовления перед диспергированием в гелеобразующий состав.
- 3 009009
Подходящими покрывающими агентами являются водно-растворимые или нефтерастворимые полимеры. Предпочтительными водно-растворимыми полимерами, используемыми для покрытия частиц химического реагента, являются полиакриловые кислоты; полималеиновые кислоты; полиакриламид; полиметакрилат; поливинилсульфонаты; сополимеры мономеров, выбранные из группы, состоящей из акриловой кислоты, малеиновой кислоты, акриламида, метакрилата, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, а также винилсульфоната; лигносульфонатов; гидроксиметилцеллюлозы; карбоксиметилцеллюлозы; карбоксиметилэтилцеллюлозы; гидроксимелитэтилцеллюлозы; гидроксилпропилметилцеллюлозы; метилгидроксипропилцелюлозы; альгинатов натрия; поливинилпиролидина; сополимеров поливинилпиролидонакриловой кислоты; сополимеров поливинилпиролидон капролактама; поливинилового спирта; полифосфатов, полистиренмалеинатов, полоксамеров и полаксаминов. Соответственно, полоксамеры представляют собой линейные АВА блочные сополимеры, имеющие общую структуру (ЕО)„-(РО)т-(ЕО)п, где η и т являются целыми числами,
ЕО и РО означают структурные единицы, полученные из этиленоксида и пропиленоксида соответственно.
Полаксамины представляют собой АВА блочные сополимеры, имеющие разветвлённую структуру с центральным этилендиаминовым мостиком ([(ЕО)п-(РО)т]2-Х-СН2-СН2-Х-[(ЕО)п-(РО)т]2), где η, т, ЕО и РО имеют то же значение, что и для полоксамеров.
Предпочтительно, чтобы водно-растворимый полимер имел молекулярную массу в интервале 1000100000, более предпочтительно 5000-30000, например 15000-25000. Предпочтительными нефтерастворимыми полимерами для покрытия частиц химического реагента являются полиэфиры, производные полиаминов или полимеры, имеющие в основе углеродную цепочку с дополнительными атомами азота или/и кислорода, как описано в заявке ЕР 0902859.
Безотносительно к какой-либо теории предполагают, что полимер будет осаждаться на частицах химического реагента и, по крайней мере, частично, покрывать их. Соответственно, как минимум 75%, лучше как минимум 90%, еще лучше как минимум 95% поверхности частиц покрывается полимером. Предпочтительно, чтобы покрытие было неразрывным (покрытие 100% поверхности). Предпочтительно, чтобы толщина покрытия была меньше 30 нм, лучше меньше 20 нм.
Покрытый таким образом химический реагент используется для дальнейшего контролируемого выхода химического реагента в жидкие фазы пласта или/и добываемые жидкие фазы.
Полимеры, склонные к гелеобразованию, подходящие для использования в рамках данного изобретения, могут быть, но не обязательно, из числа биополисахаридов, простых эфиров целлюлозы и акриламидсодержащих полимеров. Соответственно, полимеры, склонные к гелеобразованию, должны содержать сшивающие группы, такие как карбоксилатные, фосфонатные или гидроксильные группы. Поскольку полимер содержит карбоксилатные или/и фосфонатные группы, эти группы могут быть представлены либо в форме кислот, либо их солей. Подходящими являются соли аммония, щелочных или щелочно-земельных металлов.
Подходящие биополисахариды представляют собой природные и синтетические полисахариды, которые растворимы или могут быть диспергированы в водной фазе с увеличением вязкости жидкости. В качестве примеров натуральных смол можно назвать гуммиарабик, смолу готти (дйаШ дит), смолу тамаринда (индийский финик), смолу тагаканта (1адаеаЩ11 дит), гуаровую смолу, смолу ложноакациевых плодов, смолу карайя, ксантановую смолу, галактоманнановую смолу, а также подобные им соединения. Предпочтительно, чтобы биополисахариды имели молекулярные массы в интервале от 200 тыс. до 3 млн. Могут применяться и модифицированные смолы, такие как производные карбоксиалкилов, например карбоксиметилгуар, и гидроксиалкилпроизводные, например, гидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар. Также могут использоваться и двойные производные смол, такие как карбоксиметилгидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар.
Также согласно данному изобретению могут быть использованы модифицированные целлюлозы и их производные, например простые и сложные эфиры целлюлозы, а также их аналоги. В общем случае могут применяться любые водно-растворимые простые эфиры целлюлозы. Этими эфирами целлюлозы являются среди других различные карбоксиалкильные эфиры целлюлозы, такие как карбоксиэтилцеллюлоза и карбоксиметилцеллюлоза; смешанные эфиры, такие как эфиры карбоксиалкилгидроксиалкил целлюлозы, например карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза; гидроксиалкилцеллюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза и гидроксипропилцеллюлоза; алкилгидроксиалкилцеллюлозы, такие как метилгидроксипропилцеллюлоза; алкилцеллюлозы, такие как метилцеллюлоза, этилцеллюлоза и пропилцеллюлоза; алкилкарбоксиалкилцеллюлозы, такие как этилкарбоксиметилцеллюлоза, алкилалкилцеллюлозы, такие как метилэтилцеллюлоза; гидроксиалкилалкилцеллюлозы, такие как гидроксипропилметилцеллюлоза; а также подобные им соединения.
Другими подходящими полимерами, склонными к гелеобразованию, являются различные полиакриламиды и подобные им полимеры, которые частично гидролизуются и которые являются воднорастворимыми, такие, например, как описанные в И8 3749172 и ЕР 0604988 (представленны в настоящем
- 4 009009 описании в качестве ссылки). Примерами подходящих полимеров являются гомополимеры и сополимеры акриламида и метакриламида. Также подходящими являются водно-растворимые сополимеры, получающиеся в результате полимеризации акриламида или/и метакриламида с другим этиленненасыщенным мономером, способным к сополимеризации с ними. Достаточное количество акриламида или/и метакриламида присутствует в смеси мономера для придания растворимости в воде образующемуся сополимеру. Этиленненасыщенный мономер, сополимеризующийся с акриламидом или/и метакриламидом, может быть акриловой, метакриловой, винилсульфоновой, винилбензилсульфоновой, винилбензенсульфоновой кислотами, винилацетатом, винилпиридином, стиреном, акрилонитрилом, метилакрилонитрилом, винилалкилэфиром, винилхлоридом, малеиновым ангидридом, Ы-винил-2-пирролидононом, 2-акриламидо-2метилпропансульфоновой кислотой, Ы-винил-2-пирролидоном, Ν-винилформамидом, а также подобным им соединением. Особенно предпочтительными полимерами являются сополимеры №винил-2пирролидона и акриламида; терполимеры 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриламида и №винил-2-пирролидона; и сополимеры натрий-2-акриламидо-2-метилпропансульфоната и акриламида. Другие подходящие полимеры, склонные к гелеобразованию, содержат сшивающие фосфонатные группы, например полимеры, содержащие мономеры фосфоновой кислоты. Особенно предпочтительны сополимеры мономеров винилфосфоновой кислоты и акриламида, сополимеры мономеров винилфосфоновой кислоты и метакриламида или сополимеры мономеров винилфосфоновой кислоты, акриламида и метакриламида. Эти сополимеры могут также содержать один или несколько дополнительных сомономеров, которыми могут быть акриловая, метакриловая, винилсульфоновая винилбензилсульфоновая, винилбензенсульфоновая кислоты, винилацетат, винилпиридин, стирен, акрилонитрил, метилакрилонитрил, винилалкилэфир, винилхлорид, малеиновый ангидрид, №винил-2-пирролидон, 2-акриламидо-2метилпропансульфоновая кислота, №винил-2-пирролидон, Ν-винилформамид, а также подобные им соединения.
Если полимер является акрилонитрилом или родственным с ним полимером, то мольное содержание структурных единиц, содержащих карбоксилатные или/и фосфонатные группы в полимере, обычно находится в интервале 0,01-75 мол.%. Предпочтительно, чтобы значение мольного содержания структурных единиц, содержащих карбоксилатные и/или фосфонатные группы, было в интервале 0,1-45, более предпочтительно 0,1-25, наиболее предпочтительно 0,1-10 мол.%.
Обычно молекулярная масса акриламида и родственного ему полимера находится в интервале 10 тыс.-50 млн, предпочтительно в интервале 100 тыс.-20 млн, еще более предпочтительно в интервале 200 тыс.-15 млн.
Другими способными к гелеобразованию полимерами, которые могут быть использованы в рамках данного изобретения, являются привитые сополимеры, получаемые по реакции гидрофильных полимеров с определенным количеством аллил- или винилмономеров, имеющих способные к сшивке заместители. Например, привитые сополимеры гидрофильных полимеров и винилфосфоната описаны в И8 5701956, который приводится в настоящем описании в качестве ссылки. Гидрофильный полимер может быть полиакриламидом, полиметакриламидом, частично гидролизованным полиакриламидом, частично гидролизованным полиметакриламидом, сополимером, содержащим акриламид, сополимером, содержащим метакриламид, гидроксиалкилцеллюлозой, гуаровой смолой и их производными, а также подобными им соединениями. Привитые сополимеры производных целлюлозы описаны в И8 4982793 и И8 5067565, которые в настоящем описании приводятся в качестве ссылки. Предпочтительно, чтобы производное целлюлозы было гидроксиалкилцеллюлозой, в частности гидроксиэтилцеллюлозой. Мономерами, предпочтительными для прививки, являются глицерилаллиловый эфир, 2,3-дигидроксипропилметакрилат, винилфосфоновая кислота, аллилглицидил эфир и глицидилметакрилат.
Концентрация полимера, способного к гелеобразованию, в гелеобразующем составе обычно находится в интервале примерно 0,01-0,5, лучше примерно 0,05-0,4, еще лучше примерно 0,05-0,35 мас.%, например 0,15-0,35 мас.% Относительно низкая концентрация способного к гелеобразованию полимера является предпочтительной, так как это уменьшает риск образования жёсткого неподвижного геля в пористом пласте месторождения.
Предпочтительно, чтобы гелеобразующий состав содержал буферный агент. Предпочтительно, чтобы буферный агент обладал буферной емкостью при рН вплоть примерно до 5,5, лучше при рН в интервале 4,5-5,5. Типичным буферным агентом является ацетат натрия/уксусная кислота. Если гелеобразующий состав содержит буферный агент, его концентрация будет зависеть от типа используемого буферного агента, а также буферной емкости рудного пласта. Обычно предпочтительно, чтобы концентрация буферного агента находилась в интервале 0,001-10, более предпочтительно 0,01-1 мас.% (относительно массы гелеобразующего состава).
Как обсуждалось выше, водный гелеобразующий состав может содержать сшивающий агент для большего увеличения вязкости посредством сшивки сшивающих групп, склонного к гелеобразованию полимера. Сшивающий агент может быть любым широко известным соединением поливалентного металла, которое способно к образованию сшитой структуры с конкретным используемым полимером. В настоящее время предпочтительными соединениями поливалентного металла являются такие соединения
- 5 009009 как, например, соединения циркония, соединения титана, соединения алюминия, соединения железа, соединения хрома, соединения гафния, соединения ниобия и соединения сурьмы, из которых предпочтительными являются соединения циркония и титана. Примерами подходящих соединений мультивалентных металлов являются, но не ограничиваются ими, карбонат аммония-циркония, карбонат натрияциркония, карбонат калия-циркония, фторид аммония-циркония, хлорид аммония-циркония, цитрат циркония-аммония, хлорид циркония, тетракис(триэтаноламин)цирконат, карбонат циркония, карбонат цирконил-аммония, лактат натрия-циркония, лактат циркония, ацетилацетонат циркония, диизопропиламин циркония, 2-этилгексаноат циркония, ацетат циркония, неодеканоат циркония, комплекс циркония с гидроксиэтилглицином, малонат циркония, пропионат циркония, тартрат циркония, карбонат аммониятитана, ацетилацетонат титана, этилацетоацетат титана, триэтаноламин титана, лактат аммония-титана, хлорид титана, карбонат титана, хлорид аммония-титана, ацетилацетонат титана, триэтаноламин титана, цитрат хрома, ацетат алюминия, пироантимонат калия, а также комбинации любых двух или более указанных соединений. Данные соединения являются коммерчески доступными. Предпочтительно, чтобы сшивающий агент был лактатом циркония общей формулы [СН3СН(ОН)СО2]пХт^Г, где X является моновалентным анионом, например галогенидом (хлоридом, бромидом, йодидом или фторидом) или гидроксидом;
т и η - целые числа, такие что т+п=4 и η находится в интервале 1-4, предпочтительно 3 или 4.
Концентрация сшивающего агента в гелеобразующем составе может варьироваться в интервале 0,001-0,5 мас.%, основываясь на концентрации поливалентного металла. Предпочтительно, чтобы концентрация сшивающего агента в гелеобразующем составе была в интервале 0,01-0,25, еще более предпочтительно 0,025-0,2, наиболее предпочтительно 0,025-0,15 мас.% в расчете на концентрацию поливалентного металла.
Водной средой, используемой для приготовления гелеобразующего состава, может быть чистая, водопроводная, морская или грунтовая вода, а также синтетический или добываемый солевой раствор.
При типичной обработке пласта водная промывочная фаза (например, солевой раствор на основе пресной воды) может быть инжектирована в первую очередь (с использованием наземных технических приспособлений для инжектирования) через скважину в пористый пласт, после чего следует инжектирование гелеобразующего состава (инжектируемого либо в качестве примеси, либо последовательно, как обсуждалось выше) и, необязательно, дополнительной промывочной фазы. Предпочтительно, чтобы гелеобразующий состав вводился в водную зону пористого подземного пласта. Безотносительно к какойлибо теории можно полагать, что гель действует как модификатор относительной проницаемости. Таким образом, жидкие углеводородсодержащие фазы пласта могут диффундировать или проникать сквозь гель с большей скоростью, чем водные фазы пласта.
После этого скважина может быть закрыта на короткий промежуток времени до 50 ч, желательно от 2 до 24 ч, например от 5 до 15 ч перед введением скважины опять в эксплуатацию. После возобновления работы скважины химический реагент контролируемо высвобождается в результате деградации геля в жидкие фазы пласта, а также в добываемые жидкие фазы. Добываемые жидкие фазы могут быть проанализированы, например, на поверхности с целью контроля концентрации химического реагента и определения необходимости последующих обработок.
Количество используемого химического реагента предпочтительно должно быть в интервале 1-25, более предпочтительно 5-15, наиболее предпочтительно 6-10 мас.% гелеобразующего состава. В этих пределах количество используемого химического реагента будет зависеть от его химической природы, а также от планируемой цели использования.
Если компоненты гелеобразующего состава инжектируются одновременно, гелеобразующий состав может содержать агент, замедляющий гелеобразование, с целью уменьшения риска преждевременного формирования геля, например, в скважине. Агент, замедляющий гелеобразование, в настоящем описании определяется как химический реагент или смесь химических реагентов, которые замедляют скорость образования геля. Агент, применяемый для задерживания скорости гелеобразования, обычно является карбоновой кислотой или ее солями. Широко известно, что агентом, замедляющим гелеобразование, также может быть амин, который содержит более чем одну функциональную группировку, а также один или несколько гидроксилов, и который может хелатировать часть соединения поливалентного металла, содержащую поливалентный металл. Можно предположить, что химический реагент, в частности ингибитор образования минеральных отложений, сам может выступать в роли агента, замедляющего гелеобразование.
Соответственно, степень гелеобразования полимера должна быть достаточной для инкапсулирования образующимся внутри пласта гелем водного раствора или дисперсии химического реагента и/или частиц, содержащих химический реагент в своей структуре.
Скорость гелеобразования обычно составляет более 1, предпочтительно более 2, еще более предпочтительно более 3, наиболее предпочтительно выше 4, например более 10 ч.
- 6 009009
Предпочтительно, чтобы гель, образующийся внутри пласта, был способен постепенно разрушаться и способствовать контролированному высвобождению раствора или дисперсии химического реагента или частиц, содержащих химический реагент, в жидкие фазы пласта.
Гель деградирует при условиях, существующих внутри пласта. Таким образом, гель может быть термически деградируемым или биодеградируемым. Скорость деградации геля будет зависеть среди прочих параметров от температуры пласта, давления внутри пласта, содержания воды в добываемых пластовых жидких фазах, проницаемости пласта, скорости потока или глубины залегания. Соответственно, гель начинает термически деградировать при температуре в интервале 50-150, предпочтительно 50-100°С.
Альтернативно, гелеобразующий состав может содержать эффективное количество гелеразрушителя, способствующего контролированному разрушению геля. Гелеразрушитель может быть выбран среди умеренных окислительных агентов, таких как персульфат аммония, дихромат калия, перманганат калия, пероксиды, хлориты щелочных металлов и гипохлориты щелочных металлов. Альтернативно, гелеразрушитель может быть боратом. Также предполагается, что химический реагент, например ингибитор образования минеральных солей, может сам действовать как изолирующий агент для поливалентного иона сшивающего агента, выступая, таким образом, в качестве гелеразрушителя. Если полимер, склонный к гелеобразованию, является полисахаридом или производным эфира целлюлозы, то в качестве гелеразрушителя могут быть использованы ферменты. Подходящими ферментами являются альфа- и бетаамилазы, амилоглюкозидаза, олигоглюкозидаза, инвертаза, мальтаза, целлюлаза и гемицеллюлаза. Кислоты (например, перкислоты) или хелаты (например, ЭДТА) также могут использоваться для разрушения геля.
Количество используемого гелеразрушителя должно быть необходимым для уменьшения вязкости гелеобразующего состава до заданного низкого уровня или для достижения полного разрушения в течение желаемого периода времени. Оптимальное или эффективное количество используемого гелеразрушителя в настоящем изобретении зависит от таких факторов, как желательное время жизни геля, конкретного полимера, склонного к гелеобразованию и его концентрации, конкретного гелеразрушителя и температуры пласта, а также ряда других факторов. Типично, однако, использование примерно 0,1-10 мас.% гелеразрушителя в гелеобразующем составе. Предпочтительно, чтобы количество используемого гелеразрушителя было таким, чтобы желаемое разрушение геля происходило в течение примерно 12-500 ч. Можно предположить, что гелеразрушитель может быть инкапсулирован в гелеобразующем составе. Альтернативно, гелеразрушитель может содержаться в водной промывочной жидкости и последовательно добавляться в гель.
В частности, настоящее изобретение предлагает способ для увеличения эффективности действия химических реагентов, используемых в нефте- и газодобыче, посредством уменьшения числа остановок производства, необходимых для увеличения уровня добычи из скважины, проникающей в пласт нефте- и газоносного пористого подземного месторождения, где указанный способ заключается в следующем:
A) инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную фазу, химический реагент, используемый в нефте- и газодобыче и полимер, склонный к гелеобразованию, через скважину в пласт пористого подземного месторождения, в результате чего в порах пласта полимер образует гель, что приводит к инкапсуляции химического реагента в геле;
Б) после инжектирования гелеобразующего состава, необязательно, проведение дополнительной промывки пористого подземного пласта жидкой фазой или нефтью;
B) последующее осуществление остановки работы скважины на некоторый период времени;
Г) возобновление работы скважины и контролируемом высвобождении химического реагента из геля в жидкие фазы пласта, добываемые через скважину.
Ниже изобретение иллюстрируется с помощью примеров.
Примеры
Приготовление гелеобразующего состава.
Ксантановая смола (Вагахап Ό™, Ватой), 2,5 г, была взвешена на пластиковой лодочке для взвешивания. 497,5 г фильтрованной морской воды (размер пор фильтра 0,45 мкм), собранной в районе побережья Дорсета, было взвешено в 1-литровом стакане. Магнит для перемешивания (обычно длиной 30 мм) был помещен в стакан, который затем был поставлен на магнитную мешалку. Мешалка была включена и скорость перемешивания увеличивалась до тех пор, пока в морской воде не образовалась воронка. Порошок ксантановой смолы был постепенно добавлен в образовавшуюся воронку. Полученную смесь перемешивали до полного растворения всего добавленного порошка. Аликвоты по 50 мл этого раствора затем были отобраны и добавлены в 4-унциевые банки для порошков.
2,5 мл 20% готового раствора ингибитора образования минеральных солей (Са1пох МЬ3263™, Вакег Ре1го1йе) в морской воде было добавлено в каждую из банок. После добавления ингибитора образования минеральных солей банки закрыли крышками и встряхивали в течение 30 с.
мл буферного раствора прикапывали в каждую из банок, после чего банки снова закрыли крышками и встряхивали в течение 30 с. Используемый буферный раствор приготавливался по следующей
- 7 009009 формуле в результате смешения:
1) 20 мас.%/об. ледяной уксусной кислоты в деионизированной воде, и
2) 50 мас.%/об. ацетат-тригидрата натрия в деионизированной воде в отношении 1,262:1,86 об./об.
7% готовый раствор сшивающего агента лактата натрия-циркония был приготовлен разведением 50% готового раствора (МЕЬ сйет1са18) морской водой. 1,43 мл раствора сшивающего агента было добавлено в каждую из банок, после чего банки снова встряхивали в течение 30 с.
Вязкость образцов измерялась с помощью вискозиметра Бгоокйе14 (ЙАОУ1, укомплектованного шпиндельными узлами КУТ и НАТ) непосредственно после добавления раствора сшивающего агента. Измерения также проводились через 1 и 16 ч после добавления раствора сшивающего агента, при этом образцы в ходе дисперсионного твердения выдерживались при постоянной температуре 25°С с помощью водной бани 1и1аЬо™. Результаты измерения вязкости представлены в табл. 1.
Таблица 1
Измерения вязкости
Время (мин) Вязкость(сантипуаз)
30,6 с'1 61,2 с'1 183,6 с'1
0 52,5 38,4 17,0
60 160,1 101,9 40,3
960 190,9 117,8 42,1
Тесты с песчаной набивкой.
Работа гелеобразующего состава оценивалась с помощью теста с песчаной набивкой. В данном тесте колонка размером 1 м и внутренним диаметром 1,27 см набивалась песком (из песчаника С1а8Йасй, промытого кислотой и просеянного сквозь сита с размером ячеек 20/40), который затем насыщался водой, имитирующей жидкую фазу пласта. Сравнивая сухой вес колонки с мокрым весом, был определен объем жидкости в порах набивки. Затем набивка помещалась в печь и подсоединялась к системе насосов, которые давали возможность жидким фазам инжектироваться в набивку с известной объёмной скоростью потока, после чего жидкие фазы выходили из набивки с помощью регулятора обратного давления. Регулятор обратного давления позволял при комнатной температуре поддерживать набивку при повышенном давлении и нагретой выше температуры кипения воды. Вытекающий поток жидкости подавался в сборник фракций образца, позволяя таким образом собирать известные объемы образцов для последующих анализов.
Процедура теста.
Песчаная набивка с известным объемом пор (16,5-16,9 мл) помещалась в печную установку и нагревалась до температуры 120°С с регулятором обратного давления, поддерживавшим относительное давление 80 бар. После того как песчаная набивка достигала температуры теста, в нее закачивалась под давлением жидкость для обработки объемом 0,25 объема пор (примерно 10 мл) со скоростью 60 мл/ч. В качестве жидкости для обработки использовался либо имитирующий раствор Са1пох МИ3263™ (Вакег Ре1го1йе) в морской воде, имеющий такое же содержание активного компонента-ингибитора образования минеральных солей, как и гелеобразующий состав, полученный по методике, описанной выше (контрольный эксперимент), либо гелеобразующий состав, полученный по методике, описанной выше, и оставленный стареть в течение 1 ч, после чего к нему добавлялся раствор сшивающего агента (эксперимент согласно настоящему изобретению). Искусственная морская вода объемом 0,25 объема пор (примерно 10 мл) закачивалась затем под давлением в песчаную набивку со скоростью 60 мл/ч. После этого набивка закрывалась и выдерживалась при температуре 120°С в течение 24 ч. После периода консервации песчаная набивка физически переворачивалась в печной установке таким образом, чтобы жидкие фазы могли быть инжектированы в набивку в обратном направлении для имитации обратного потока в производственной скважине. Искусственная морская вода затем инжектировалась в набивку со скоростью 60 мл/ч в течение периода времени до 8 ч и образцы объемом 5 или 10 мл вытекающего потока жидкости собирались для анализа.
Концентрация ингибитора образования минеральных солей (Са1пох МИ3263™) в элюированном вытекающем потоке жидкости определялась путем титрования известного объема раствора хлорида бария в образцах, а также путем измерения степени мутности, образовавшейся через 3 мин, с использованием измерителя степени замутнения Насй. Показания значения мутности были преобразованы в концентрацию ингибитора образования минеральных солей с использованием полученных ранее калибровочных кривых. Результаты проведенных тестов с песчаной набивкой представлены в табл. 3.
- 8 009009
Состав искусственной морской воды, использовавшейся в описанной выше процедуре теста, приведен в табл. 2.
Таблица 2
Ион концентрация (част./млн)
Νίι+ 11010
460
Μβ2+ 1368
Са2+ 428
8г2+ 8
СГ 19700
8О4 2’ 2960
НСО3’ 124
Таблица 3 Тесты с песчаной набивкой
Контрольный эксперимент Гелеобразующий состав
элюированный объем (мл) концентрация МБ3263 (част./млн) элюированный объем (мл) концентрация МБ3263 (част./млн)
5 0,00 10 0,00
10 0,00 20 0,00
15 0,00 30 0,00
20 0,00 40 0,00
25 0,00 50 0,00
30 1,34 60 0,00
35 19,05 70 0,00
40 18,12 80 0,00
45 28,37 90 0,00
ςη V /10 ΰΊ πυ,υ / 1 лл 1 νν Л пл V, V/V
55 60,05 по 1,34
60 253,59 120 2,28
65 8 798,92 130 7,87
70 19 980,43 140 10,66
75 25 571,19 150 28,37
80 28 366,57 160 32,09
85 38 097,28 170 35,82
90 45 551,62 180 41,41
95 41 824,45 190 346,77
100 26 502,98 200 859,25
105 21 844,02 210 3 046,29
110 И 853,80 220 7 194,84
115 2 091,22 230 16 253,26
120 1 998,04 240 18 116,85
125 812,66 250 18 116,85
130 346,77 260 17 185,05
135 25,57 270 15 321,47
140 19,98 280 10 662,50
145 18,12 290 4 399,46
150 13,46 300 1 604,08
155 8,80 310 1 387,07
160 5,07 320 160,41
165 0,41 330 40,48
340 19,98
Эти данные демонстрируют, что длительность времени, свыше которого ингибитор выделяется из песчаной набивки, увеличивается при использовании гелеобразующего состава, предложенного настоящим изобретением.
Полевое испытание.
Работа гелеобразующего состава оценивалась на испытаниях в эксплуатационных условиях, проводимых на месторождении МШег в Северном море, в ходе которых конденсаты для обработки № 1-5 (см. табл. 4) были последовательно инжектированы в пласт через инжектирующий канал, выходящий в производственную скважину. Конденсат для обработки № 1 был приготовлен путем впрыскивания раствора ингибитора образования минеральных солей в морскую воду, протекающую по инжектирующему кана
-9009009 лу. Конденсат для обработки № 2 был получен путем добавления заданных количеств порошка ксантиновой смолы, ингибитора образования минеральных солей и буферного раствора в первый накопительный резервуар и доведения его объема морской водой до 95 бар. Полученную смесь затем пропускали через серию из 3 других резервуаров, что было необходимо для протекания гидратации ксантановой смолы перед инжектированием в скважину. Конденсат для обработки № 3 был приготовлен посредством добавления определенных количеств порошка ксантановой смолы, ингибитора образования минеральных солей, и буферного раствора в первый накопительный резервуар и доведения его объема морской водой до 95 бар. Полученную смесь затем пропускали через серию из 11 других резервуаров, что было необходимо для протекания гидратации ксантановой смолы. Сшивающий агент впрыскивался в полученный раствор в процессе инжектирования последнего в производственную скважину. Конденсат для обработки № 4 был получен добавлением заданных количеств порошка ксантановой смолы, ингибитора образования минеральных солей и буферного раствора в первый накопительный резервуар и доведения его объема морской водой до 95 бар. Полученную смесь затем пропускали через серию из 3 других резервуаров, что было необходимо для протекания гидратации ксантановой смолы перед инжектированием в скважину. Конденсат для обработки № 5 был приготовлен путем впрыскивания раствора ингибитора образования минеральных солей в морскую воду, протекающую по инжектирующему каналу. После инжектирования конденсата для обработки № 5 работа скважины была остановлена на 2 ч до следующего запуска. Данные, представленные в табл. 5, показывают, что ингибитор образования минеральных солей высвобождается добываемую воду из геля, который образовался внутри пласта. Представленные данные демонстрируют также, что добываемая вода не обедняется барием в результате осаждения сульфата бария. Более того, было установлено, что обработка не причиняет ущерб производственной скважине, что подтверждается уровнем добычи нефти, который в течение 5 дней после обработки в основном остался таким же, как и до обработки.
Таблица 4
Инжектируемые конденсаты
Стадия обработки Конденсат Объем (баррелей) Состав конденсата
Предварительная промывка 1 500 Морская вода и: 0,1 об. % Са1пох МБ3263™ (раствор ингибитора образования солей)1
Основная обработка 2 380 Морская вода и: 2 об. %Са1пох МБ3263™ (раствор ингибитора образования солей)1 0,5 % мае. порошка 2 ксантана 2 об. % 8СА¥ 85134 (буферный раствор ацетат натрия/уксусная кислота)
Основная обработка 3 1140 Морская вода и: 2 об. % СаИох МБ3263™
-10009009
Стадия обработки Конденсат Объем (баррелей) Состав конденсата
(раствор ингибитора образования солей)1 0,5 % мае. порошка 2 ксантана 2 об. % 8С^ 85134 (буферный раствор ацетат натрия/уксусная кислота) 0,5 об. % 8С\У 85169 (раствор сшивающего агента лактата натрия- 44 циркония)
Основная обработка 4 380 Морская вода и: 2 об. % Са1пох МЬ3263™ (раствор ингибитора образования солей)1 0,5 % мае. порошка 2 ксантана 2 об. % 8СХУ 85134 (буферный раствор ацетат натрия/уксусная кислота)3
Дополнительная промывка 5 500 Морская вода и: ' тм 0,1 об. % Са1пох МЬ3263 (раствор ингибитора образования солей)1
1. Раствор Са1пох МЬ 3263™ поставляется компанией Вакег Ре1гоН1е в двух типах резервуаров, объем раствора в которых 4546 и 2272 л соответственно.
2. Ксантан поставляется в мешках 61x25 кг.
3. Буферный раствор 8С\¥ 85134 поставляется компанией Вакег Ре1го1йе в двух типах резервуаров, объем раствора в которых 4546 и 2272 л соответственно.
4. Раствор сшивающего агента лактата натрия-циркония 8С\У 85169 поставляется компанией Вакег Ре1го1йе в 205 литровых цилиндрических емкостях (4,5 таких емкости необходимо для конденсата № 3).
Таблица 5
Результаты исследования добываемого после обработки потока
Общий объем добытой воды (баррелей) Ва (мг/л) в добытой воде Содержание ингибитора образования минеральных солей в добытой воде (част./млн) % прореагировавшего ингибитора образования минеральных солей Общий объем добытой нефти (баррелей)
2 183 410 30281 21,0 2 159
2 750 115 44171 28,9 2 720
3 274 81 54935 38,0 3 238
4 278 116 5296 39,7 4 231
5 369 81 2872 40,7 5 310
6 548 ИЗ 1073 41,1 6 476
9 123 136 458 41,5 9 023
13 662 161 411 42,1 13 512
13 881 175 292 42,1 13 728
16 762 172 323 42,4 16 577
21 477 169 158 42,6 21 240
22 176 195 187 42,7 21 930
35 495 178 ИЗ 43,2 35 097
40 037 155 54 43,2 39 587
53 3 12 166 50 43,4 52 711
57 854 153 43 43,5 57 200
- 11 009009

Claims (39)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ введения химического реагента, используемого в нефте- или газодобыче, в углеводородсодержащий пористый подземный пласт с пробуренным в него стволом скважины, включающий инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную жидкость, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, и полимер, способный к гелеобразованию, через ствол скважины в пористый подземный пласт таким образом, что в порах подземного пласта полимер, способный к гелеобразованию, образует гель, инкапсулирующий в себе химический реагент и обеспечивающий замедленное высвобождение химического реагента из геля в пластовый флюид.
  2. 2. Способ повышения уровня добычи из скважины, пробуренной в углеводородсодержащий пористый подземный пласт, включающий инжектирование гелеобразующего состава, содержащего водную жидкость, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, и полимер, способный к гелеобразованию, через ствол скважины в пористый подземный пласт таким образом, что в пласте полимер образует гель, инкапсулирующий в себе химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче; последующее закрытие скважины на период времени, составляющий до 50 ч; возобновление эксплуатации скважины при замедленном высвобождении химического реагента, используемого в нефте- или газодобыче, в пластовой флюид, добываемый из скважины.
  3. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что после инжектирования гелеобразующего состава дополнительно промывают пористый подземный пласт водным флюидом или нефтью.
  4. 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют гелеобразующий состав, содержащий водную фазу, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, полимер, способный к гелеобразованию, имеющий сшивающие группы и сшивающий агент, при этом гель образуется в порах пласта посредством сшивки сшивающих групп полимера, способного к гелеобразованию, с помощью сшивающего агента.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором замедленное высвобождение химического реагента из геля в пластовый флюид осуществляют в области пласта, близкой стволу скважины.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором пластовый флюид выбирают из группы, состоящей из солевого раствора пласта, сырой нефти, природного газа и газоконденсата месторождения.
  7. 7. Способ по любому из пп.3-6, в котором полимер, способный к гелеобразованию, диспергируют или растворяют в первом водном флюиде с образованием полимерной порции, сшивающий агент растворяют во втором водном флюиде с образованием порции сшивающего агента, химический реагент растворяют, диспергируют или суспендируют в полимерной порции и/или порции сшивающего агента, причем гелеобразующий состав образуется внутри пор пласта либо (а) посредством инжектирования полимерной порции в пористый подземный пласт перед инжектированием порции сшивающего агента и последующего добавления полимерной порции к порции сшивающего агента, либо (б) посредством инжектирования порции сшивающего агента в пористый подземный пласт перед инжектированием полимерной порции и последующего добавления порции сшивающего агента к полимерной порции.
  8. 8. Способ по п.7, в котором водный разделитель инжектируют между полимерной порцией и порцией сшивающего агента и, необязательно, инжектируют предпромывочный водный флюид в пористый подземный пласт перед инжектированием полимерной порции, порции сшивающего агента и водного разделителя.
  9. 9. Способ по п.8, в котором химический реагент растворяют, диспергируют или суспендируют в одном или нескольких предпромывочных водных флюидах, полимерной порции, порции сшивающего агента или водном разделителе.
  10. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, выбирают из группы, содержащей ингибиторы образования минеральных отложений, ингибиторы коррозии, поглотители сероводорода, а также ингибиторы гидратов.
  11. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором химический реагент суспендируют в водной жидкости в виде частиц, 100% которых имеют размер меньше 10 мкм.
  12. 12. Способ по п.11, в котором частицы химического реагента покрыты покрывающим агентом, выбранным из водно-растворимых и нефтерастворимых полимеров.
  13. 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором полимер, способный к гелеобразованию, выбирают из группы, состоящей из биополисахаридов, простых эфиров целлюлозы и акриламидсодержащих полимеров.
  14. 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация способного к гелеобразованию полимера в гелеобразующем составе находится в интервале примерно 0,01-0,5 мас.%.
  15. 15. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором гелеобразующий состав дополнительно содержит буферный агент, обладающий буферной емкостью при рН вплоть до примерно 5,5.
  16. 16. Способ по п.15, в котором концентрация буферного агента в гелеобразующем составе находится в интервале 0,001-10 мас.%, в расчете на массу гелеобразующего состава.
  17. 17. Способ по любому из пп.4-16, в котором сшивающий агент представляет собой соединение по
    - 12 009009 дивалентного металла, которое выбирают из группы, состоящей из соединений поливалентных металлов, таких как цирконий, титан, алюминий, железо, хром, гафний, ниобий и сурьма.
  18. 18. Способ по п.17, в котором концентрация сшивающего агента в гелеобразующем составе находится в интервале 0,001-0,5 мас.%, в расчете на концентрацию поливалентного металла.
  19. 19. Способ по любому из пп.2-18, в котором скважину закрывают на период времени от 2 до 24 ч перед возобновлением эксплуатации.
  20. 20. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором количество используемого химического реагента в гелеобразующем составе составляет 1-25 мас.%.
  21. 21. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором химический реагент высвобождают в пластовый флюид посредством термической и/или биодеградации геля в условиях, в которых он находится внутри пласта.
  22. 22. Способ по п.21, в котором гель начинает термически деградировать при температуре в интервале от 50 до 150°С.
  23. 23. Способ по любому из пп.1-20, в котором гелеобразующий состав содержит эффективное количество гелеразрушителя, способствующего контролированному разрушению геля.
  24. 24. Способ по п.23, в котором гелеобразующий состав содержит от 0,1 до примерно 10 мас.% гелеразрушителя.
  25. 25. Гелеобразующий состав с замедленным высвобождением, включающий водную жидкость, химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, и полимер, способный к гелеобразованию и обеспечивающий образование геля в течение времени, превышающего 1 ч.
  26. 26. Состав по п.25, в котором полимер, способный к гелеобразованию, содержит сшивающие группы, а состав дополнительно содержит сшивающий агент.
  27. 27. Состав по п.25 или 26, в котором химический реагент, используемый в нефте- или газодобыче, выбран из группы, содержащей ингибиторы образования минеральных отложений, ингибиторы коррозии, поглотители сероводорода, а также ингибиторы гидратов.
  28. 28. Состав по любому из пп.25-27, в котором химический реагент суспендирован в водной жидкости с образованием частиц, 100% которых имеют размер меньше 10 мкм.
  29. 29. Состав по п.28, в котором частицы химического реагента покрыты покрывающим агентом, выбранным из водно-растворимых и нефтерастворимых полимеров.
  30. 30. Состав по любому из пп.25-29, в котором полимер, способный к гелеобразованию, выбран из группы, содержащей биополисахариды, простые эфиры целлюлозы и акриламидсодержащие полимеры.
  31. 31. Состав по любому из пп.25-30, в котором концентрация способного к гелеобразованию полимера находится в интервале примерно 0,01-0,5 мас.%
  32. 32. Состав по любому из пп.25-30, который дополнительно содержит буферный агент, обладающий буферной емкостью при рН вплоть до примерно 5,5.
  33. 33. Состав по п.32, в котором концентрация буферного агента находится в интервале 0,001-10 мас.%, в расчете на массу гелеобразующего состава.
  34. 34. Состав по любому из пп.26-33, в котором сшивающий агент представляет собой соединение поливалентного металла, выбранное из группы, состоящей из соединений поливалентных металлов, таких как цирконий, титан, алюминий, железо, хром, гафний, ниобий и сурьма.
  35. 35. Состав по п.34, в котором концентрация сшивающего агента составляет 0,001-0,5 мас.%, в расчете на концентрацию поливалентного металла.
  36. 36. Состав по любому из пп.25-35, в котором количество используемого химического реагента составляет 1-25 мас.%.
  37. 37. Состав по любому из пп.25-36, содержащий эффективное количество гелеразрушителя, способствующего контролированному разрушению геля.
  38. 38. Состав по п.37, который содержит от 0,1 до примерно 10 мас.% гелеразрушителя.
  39. 39. Применение гелеобразующего состава по любому из пп.25-38 для обработки углеводородсодержащего пористого подземного пласта посредством инжектирования гелеобразующего состава в пористый подземный пласт и формирования внутри пор пласта геля, инкапсулирующего в себе химический реагент.
EA200500316A 2002-08-15 2003-08-06 Способ обработки пласта месторождения EA009009B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB0219037.9A GB0219037D0 (en) 2002-08-15 2002-08-15 Process
PCT/GB2003/003428 WO2004016906A1 (en) 2002-08-15 2003-08-06 Process for treating a formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500316A1 EA200500316A1 (ru) 2005-08-25
EA009009B1 true EA009009B1 (ru) 2007-10-26

Family

ID=9942396

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500316A EA009009B1 (ru) 2002-08-15 2003-08-06 Способ обработки пласта месторождения

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7306035B2 (ru)
EP (1) EP1534927B1 (ru)
AT (1) ATE393805T1 (ru)
AU (1) AU2003252985A1 (ru)
DE (1) DE60320654D1 (ru)
EA (1) EA009009B1 (ru)
EG (1) EG23506A (ru)
GB (1) GB0219037D0 (ru)
NO (1) NO20051305L (ru)
WO (1) WO2004016906A1 (ru)

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US7703531B2 (en) * 2004-05-13 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments
US8567502B2 (en) * 2004-05-13 2013-10-29 Baker Hughes Incorporated Filtration of dangerous or undesirable contaminants
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles for downhole formation treatments
US8226830B2 (en) 2008-04-29 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Wastewater purification with nanoparticle-treated bed
FR2881787B1 (fr) * 2005-02-10 2015-07-24 Inst Francais Du Petrole Methode de traitement des reservoirs petroliers par injection de nanoparticules contenant un additif anti depots mineraux
US7935274B2 (en) * 2005-03-25 2011-05-03 Bulk Chemicals, Inc. Phosphonic acid and polyvinyl alcohol conversion coating
US8586510B2 (en) * 2005-04-15 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for delaying the release of treatment chemicals
US8183184B2 (en) * 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
WO2008066918A1 (en) * 2006-11-30 2008-06-05 Rhodia Inc. Scale squeeze treatment methods and systems
CA2685832C (en) * 2007-05-08 2016-06-14 Rhodia Inc. Polysaccharide based scale inhibitor
WO2009016549A2 (en) 2007-07-27 2009-02-05 Schlumberger Canada Limited System, method and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection
US7886822B2 (en) 2007-07-27 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection
US20090203555A1 (en) * 2008-02-08 2009-08-13 Arthur Milne Use of Relative Permeability Modifiers in Treating Subterranean Formations
IT1395259B1 (it) * 2008-07-25 2012-09-05 Baker Hughes Inc Nanoparticelle multifunzionali per trattamenti di formazione per trivellazione.
GB2463115B (en) * 2008-09-08 2013-04-10 Schlumberger Holdings Assemblies for the purification of a reservoir or process fluid
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
WO2012112583A2 (en) * 2011-02-14 2012-08-23 Chevron U.S.A. Inc. A method of preventing scale formation during enhanced oil recovery
US8236734B1 (en) 2011-05-26 2012-08-07 Baker Hughes Incorporated Method for preventing scale formation in the presence of dissolved iron
US9512347B2 (en) 2012-06-29 2016-12-06 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
US9169432B2 (en) 2012-06-29 2015-10-27 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
US9499733B2 (en) 2012-06-29 2016-11-22 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method
US20140069644A1 (en) * 2012-09-13 2014-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same
US10442711B2 (en) 2013-03-15 2019-10-15 Sabre Intellectual Property Holdings Llc Method and system for the treatment of produced water and fluids with chlorine dioxide for reuse
US9238587B2 (en) 2013-03-15 2016-01-19 Sabre Intellectual Property Holdings Llc Method and system for the treatment of water and fluids with chlorine dioxide
US8991500B2 (en) 2013-04-24 2015-03-31 Sabre Intellectual Property Holdings Llc Fracturing operations employing chlorine dioxide
MX342993B (es) 2013-04-25 2016-10-13 Inst Mexicano Del Petróleo Proceso de obtencion de copolimeros aleatorios derivados del acido itaconico y/o sus isomeros y alquenil sulfonatos de sodio y uso del producto obtenido.
US10392553B2 (en) * 2013-08-30 2019-08-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method for enhancing productivity of hydrocarbon formations using fluid containing organometallic crosslinking agent and scale inhibitor
US9810040B2 (en) * 2014-12-23 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for inhibiting scale formation in a hydrocarbon well
MX2017010067A (es) 2015-02-03 2017-11-01 Chevron Usa Inc Composiciones y metodos para la inhibicion de incrustacion.
US10882771B2 (en) 2015-02-06 2021-01-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of phosphino polymer and polyhydroxypolycarboxylic acid as corrosion inhibitor
US10421893B2 (en) 2015-11-04 2019-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations
WO2017147277A1 (en) * 2016-02-23 2017-08-31 Ecolab Usa Inc. Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery
MX2019002873A (es) * 2016-09-14 2019-11-05 Rhodia Operations Mezclas de polimero para estimulacion de pozos de petroleo y gas.
US11261705B2 (en) 2018-08-13 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities
CN110205107B (zh) * 2019-06-21 2020-06-30 黑龙江益瑞化工有限公司 一种油田化学采油用复合离子类堵水调剖剂及其制备方法
CN114437691A (zh) * 2020-10-19 2022-05-06 中国石油化工股份有限公司 一种缓释型固体抑盐剂
CN113088271B (zh) * 2021-04-09 2022-11-01 中国石油天然气股份有限公司 一种抗硫液体胶塞及制备方法
US20230366296A1 (en) * 2022-05-12 2023-11-16 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Methods for Transporting Scale Removal Agents into a Well

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5547025A (en) * 1995-04-14 1996-08-20 Phillips Petroleum Company Process for treating oil-bearing formation
WO2001049971A1 (en) * 1999-12-29 2001-07-12 Tr Oil Services Limited Process for altering the relative permeability of a hydrocarbon-bearing formation
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 (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3531409A (en) 1967-01-06 1970-09-29 Petrolite Corp Solid solutions of corrosion inhibitors for use in treating oil wells
US3483925A (en) * 1968-02-06 1969-12-16 Calgon C0Rp Squeeze treatment of producing oil wells
US3704750A (en) * 1969-11-25 1972-12-05 Atlantic Richfield Co Process for inhibiting scale formation in oil well brines
US3749172A (en) 1972-02-09 1973-07-31 Phillips Petroleum Co Methods of using gelled polymers in the treatment of wells
US4202795A (en) 1978-09-28 1980-05-13 Halliburton Company Methods and additives for delaying the release of chemicals in aqueous fluids
US4670166A (en) 1985-02-27 1987-06-02 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4741400A (en) * 1986-08-07 1988-05-03 Atlantic Richfield Company Method for scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation
GB8622797D0 (en) 1986-09-22 1986-10-29 Allied Colloids Ltd Polymeric particles
US4779679A (en) * 1987-11-18 1988-10-25 Mobil Oil Corporation Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation
US4836284A (en) * 1988-01-26 1989-06-06 Shell Western E&P Inc. Equilibrium fracture acidizing
US5060728A (en) * 1988-10-12 1991-10-29 Mobil Oil Corporation Process for preventing scale formation in oil wells
US4982793A (en) 1989-03-10 1991-01-08 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5067565A (en) 1989-03-10 1991-11-26 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5224543A (en) * 1991-08-30 1993-07-06 Union Oil Company Of California Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up
NO303146B1 (no) 1991-11-26 1998-06-02 Eniricerche Spa Vandig geldannende blanding og anvendelse derav
US5322121A (en) * 1992-09-23 1994-06-21 Union Oil Company Of California Hydraulic fracturing technique employing in situ precipitation
US5478802A (en) 1992-12-29 1995-12-26 Phillips Petroleum Company Gelling compositions useful for oil field applications
US5565601A (en) * 1994-07-18 1996-10-15 Kao Corporation Process for producing phosphoric esters
EP0770169B1 (en) 1994-08-05 1999-11-03 Bp Exploration Operating Company Limited Hydrate inhibition
WO1996022451A1 (en) * 1995-01-19 1996-07-25 Bp Chemicals Limited Oil and gas field chemicals
GB9503949D0 (en) * 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
GB9505864D0 (en) 1995-03-23 1995-05-10 Bp Exploration Operating Hydrate Inhibition
US6209643B1 (en) 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US6284714B1 (en) * 1998-07-30 2001-09-04 Baker Hughes Incorporated Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole
AU2001261566A1 (en) * 2000-05-15 2001-11-26 Bj Services Company Well service composition and method
DE10150190A1 (de) 2001-10-12 2003-04-17 Tr Oil Services Aberdeen Verfahren zur Verringerung oder zur vollständigen Einstellung von Wasserzuflüssen bei einer unterirdischen Formation, und vernetzbare Copolymere zu dessen Durchführung

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5547025A (en) * 1995-04-14 1996-08-20 Phillips Petroleum Company Process for treating oil-bearing formation
US6380136B1 (en) * 1996-05-31 2002-04-30 Bp Exploration Operating Company Coated products and use thereof in oil fields
WO2001049971A1 (en) * 1999-12-29 2001-07-12 Tr Oil Services Limited Process for altering the relative permeability of a hydrocarbon-bearing formation
WO2001094744A1 (en) * 2000-06-06 2001-12-13 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment

Also Published As

Publication number Publication date
DE60320654D1 (de) 2008-06-12
AU2003252985A1 (en) 2004-03-03
EP1534927B1 (en) 2008-04-30
ATE393805T1 (de) 2008-05-15
EP1534927A1 (en) 2005-06-01
WO2004016906A1 (en) 2004-02-26
GB0219037D0 (en) 2002-09-25
EA200500316A1 (ru) 2005-08-25
US20060162928A1 (en) 2006-07-27
US7306035B2 (en) 2007-12-11
NO20051305L (no) 2005-05-18
EG23506A (en) 2006-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA009009B1 (ru) Способ обработки пласта месторождения
US10023782B2 (en) Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers
US8377855B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean zones
US5304620A (en) Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
EP0679795B1 (en) Method of controlling fluid loss in a permeable formation
US5382371A (en) Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4401789A (en) Enhanced oil recovery methods and systems
US3483925A (en) Squeeze treatment of producing oil wells
EP2773720B1 (en) Process for treating an underground formation
AU2007204243B2 (en) Scale inhibiting well treatment
US5960877A (en) Polymeric compositions and methods for use in well applications
US4610795A (en) Peroxygen breaker systems for well completion fluids
US5840784A (en) Polymeric compositions and methods for use in low temperature well applications
GB2417044A (en) Compositions containing water control treatments and formation damage control additives and methods for their use
EP0082657A2 (en) Polyampholytes and their use
US10883038B2 (en) Method for improving production of a well bore
US4947934A (en) Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations
US4787455A (en) Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation
US5358043A (en) Gelling compositions useful for oil field applications
US8586511B2 (en) Scale inhibiting well treatment
JPH07173226A (ja) ビニルスルホン酸ポリマー
US4191249A (en) Reducing the relative water/petroleum movement in a petroleum producing reservoir
US7022652B2 (en) Compositions and methods for treating subterranean formations
US4670165A (en) Method of recovering hydrocarbons from subterranean formations
US3851479A (en) Sealed porous earth formations and process for their manufacture

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

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