EA009397B1 - Способ кислотной обработки подземной формации - Google Patents
Способ кислотной обработки подземной формации Download PDFInfo
- Publication number
- EA009397B1 EA009397B1 EA200600291A EA200600291A EA009397B1 EA 009397 B1 EA009397 B1 EA 009397B1 EA 200600291 A EA200600291 A EA 200600291A EA 200600291 A EA200600291 A EA 200600291A EA 009397 B1 EA009397 B1 EA 009397B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- viscoelastic
- fluid
- tubing
- foamed
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 175
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 37
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 49
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 33
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 25
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 20
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 16
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 12
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 12
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical group C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 6
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims description 5
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 5
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- WIUHYQBOXHNHLG-UHFFFAOYSA-N acetic acid hydrofluoride Chemical compound F.C(C)(=O)O WIUHYQBOXHNHLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract description 36
- 239000000499 gel Substances 0.000 abstract description 19
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract 1
- 239000011885 synergistic combination Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 141
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 28
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 24
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 22
- 239000000463 material Substances 0.000 description 20
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 19
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 10
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 230000008774 maternal effect Effects 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 125000006575 electron-withdrawing group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 2
- 239000000797 iron chelating agent Substances 0.000 description 2
- 229940075525 iron chelating agent Drugs 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- MENAYYMPBRSAAE-AWEZNQCLSA-N 3-[[5-[[(2s)-1-carboxy-3-oxopropan-2-yl]carbamoyl]pyridin-2-yl]methylsulfamoyl]benzoic acid Chemical compound N1=CC(C(=O)N[C@@H](CC(=O)O)C=O)=CC=C1CNS(=O)(=O)C1=CC=CC(C(O)=O)=C1 MENAYYMPBRSAAE-AWEZNQCLSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical group 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000003641 microbiacidal effect Effects 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 244000052769 pathogen Species 0.000 description 1
- 230000001717 pathogenic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- 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
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General 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)
- Detergent Compositions (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Представлен способ отклонения кислот при кислотной обработке материнской породы и кислотном разрыве. Кислоты отклоняются отклоняющим веществом, которое является возбужденной или вспененной кислотной вязкоупругой поверхностно-активной системой, которая содержит вязкоупругое поверхностно-активное вещество, которое загустевает и увеличивает вязкость, когда расходуется кислота во вспененной кислотной вязкоупругой поверхностно-активной системе. Способ обеспечивает синергическую комбинацию отклоняющих возможностей пен и отклоняющих возможностей вязкоупругих гелевых систем. Сопротивление потоку загущенной вспененной вязкоупругой поверхностно-активной системы является большим, чем ожидается от пены или вязкоупругой гелевой системы в отдельности.
Description
Настоящее изобретение относится к стимулированию подземных скважин. Более конкретно, оно относится к стимулированию материнской породы кислотной обработкой и к кислотному разрыву. Более конкретно, оно относится к новому способу отклонения закачанных кислот для улучшения зонального охвата.
Кислотная обработка является способом, в котором кислотный флюид или химически активный флюид контактирует с подземной формацией (материнской породой), пройденной стволом скважины. Окисляющий флюид контактирует и растворяет закупорку пор в призабойной зоне и/или часть материнской породы. Если обработка осуществляется под давлением больше, чем давление разрыва, то закачанный флюид разрывает породу, и основной задачей кислотного флюида является создание каналов и/или дифференцированное травление противолежащих поверхностей разрыва так, что, когда разрыв закрывается после снятия давления закачивания, поверхности больше не совпадают, и остаются пути для движения флюидов, проходящие вдоль поверхности разрыва от конца трещины к стволу скважины и проводящие флюиды формации к стволу скважины для их добычи. Является важным, чтобы закачанный флюид достиг всей целевой зоны для обеспечения максимального полезного эффекта. Это является труднодостижимым из-за естественного стремления кислоты вступать в реакцию с первой же химически активной породой, с которой произошел контакт (из-за того, что она является ближайшей к стволу скважины, или из-за того, что она является наиболее пористой, или из-за того, что она является наиболее достижимой благодаря естественным разрывам или пустотам), как при кислотной обработке материнской породы, так и при кислотном разрыве. В зависимости от однородности породы, скорости реакции кислоты с породой и скорости поступления свежей кислоты в породу, реакция кислоты может быть относительно однородной, может формировать один или более каналов, распространяющихся в породе, или может формировать сеть из многих более мелких каналов, распространяющихся в породе. Все это является хорошо известным специалистам в данной области техники. Попытки добиться полного контакта кислоты со всей зоной формации породы (называемого зональным охватом) включают отклонение кислоты от областей первичного контакта к новым областям. Это делается потому, что иначе кислота будет стремиться продолжить реагировать с первой породой, с которой она вступила в контакт, особенно потому, что она сформирует пути распространения для закачанной впоследствии кислоты. Отклонение также необходимо, когда формация сложена из пластов, имеющих разную проницаемость. Когда имеется различие в проницаемости, первично закачанная кислота будет стремиться проникнуть в наиболее проницаемый слой или слои, и фактически дополнительно увеличит их проницаемость, и затем будет продолжать поступать в эти слои. Отклонение решит эту проблему.
Зональный охват может быть достигнут как применением механического способа, такого как закачивание через гибкую насосно-компрессионную трубу (НКТ) в часть целевой формации, успешно изолированной уплотнителями, так и помещением флюида (такого как гель или пена) или добавки (такой как соль) после обработки зоны или части зоны, которые препятствуют поступлению флюида в обработанную зону и отражают кислоту или химически активный флюид от обработанной зоны в новую (еще не обработанную) зону.
Вспененные флюиды показали себя способными блокировать формацию не только своей вязкостью, но также и с помощью механизма разрушения и преобразования под действием изменяющихся условий потока. Более того, вспененные флюиды будут блокировать формацию тем эффективнее, чем более размеры пузырьков пены будут сопоставимы с размерами пор. При наличии расслоения (слоев с различной проницаемостью), отклонение достигается путем образования и поддержания устойчивой пены в зоне или зонах с более высокой проницаемостью во время полной обработки. Если для обработки имеется длинная зона, то отклонение достигается путем обработки части зоны кислотой, затем помещения пены для блокировки поступления закачиваемой после кислоты в эту часть зоны и затем закачивания дополнительной кислоты. Эти чередующиеся этапы могут повторяться. Результатом является полный зональный охват обрабатывающим флюидом и эффективное удаление закупоривания кислотой, даже из сильно закупоренных зон. В зависимости от типа и концентрации используемых поверхностно-активных веществ и качества пены, пены могут образовывать различные слои предела текучести. Также известны вспененные флюиды для поддержания твердых частиц и улучшения стабильности и режимов вязкого течения флюидов. Вспененные флюиды признаны также одними из лучших отклоняющих флюидов для кислотной стимуляции. Другими преимуществами вспененных флюидов является то, что они являются, по существу, более чистящими, чем невспененные флюиды, даже если они содержат полимеры, потому что они содержат меньше жидкости, и, тем самым, они помогают вызвать обратный поток и очистку, потому что они обеспечивают системе энергию для преодоления сопротивления, например гидростатического давления, при обратном потоке. То, что они «возбуждены», является особенно важным в истощенных пластах.
Загущенные флюиды используются в качестве отклонителя, когда они закачиваются уже загущенными вместе с полимером (который может быть в дополнение сшитым) или с вязкоупругой поверхностно-активной системой. Эти флюиды отклоняют точно таким же образом, что и механические устройства, или химикаты, такие как соли, будучи помещенными, куда требуется, для препятствования потоку.
Новая технология, вязкоупругие смеси геля и поверхностно-активных веществ также показали себя
- 1 009397 по-новому полезными при отклонении кислоты или химически активного флюида. В этом случае, будучи составленным правильно (в зависимости от типа и свойств добавок и используемой поверхностноактивной системы), вязкоупругий поверхностно-активный флюид сначала является кислотным и маловязким, и затем этот флюид «густеет» (увеличивает вязкость) после того, как вся кислота, бывшая в нем, израсходована, и показатель рН увеличился, и, вследствие этого, он временно уменьшил приемистость зоны для дополнительно закачиваемых флюидов после ее стимуляции. Эти материалы (поверхностноактивные вещества в кислоте) иногда упоминаются как «вязкоупругие отклоняющие кислотные системы» или «УЭЛ системы» и могут быть использованы для стимуляции разрывов и кислотной обработки. В настоящем описании флюиды, которые были загущены с помощью вязкоупругих поверхностноактивных систем, обозначены как «гели» или «загущенные». Эти флюидные системы проявляют самоотклоняющее поведение, когда они загустевают по мере расхода кислоты. Обычно, изменение вязкости во время расхода кислоты находится в диапазоне от 5 до 300 сР (сантипуаз - единица абсолютной вязкости) (при 170 с-1) в зависимости от температуры. Таким образом, будучи закачанными, они имеют низкую вязкость, и они поступают и вступают в реакцию с первым химически активным материалом материнской породы, с которым они вступили в контакт, но после того, как реакция завершилась, они загустевают и закупоривают эту область формации, заставляя дополнительно закачиваемый флюид поступать в новую область материнской породы. Этого достаточно, чтобы придать материалу самоотклоняющие свойства. Это позволяет дополнительно закачиваемой кислоте или химически активным флюидам дополнительно стимулировать другие зоны нефти и газа или увеличивать вытеснение в водо- или газонагнетательных скважинах. После обработки отклоняющий гель разрушается или обратнотекущими флюидами или внутренним разрушителем.
Эти техники могут быть применены в любых ситуациях, в которых контакт со всей целевой материнской породой затруднен. Например, в вертикальных или искривленных скважинах, целевая материнская порода может быть разделена на слои, которые имеют различные проницаемости (или разные реакционные способности к кислоте или химически активному флюиду), или целевая формация может быть настолько толстой (сверху донизу), что по одной или более некоторым причинам будет сложно обеспечить контакт со всей целью за одну обработку. Техники отклонения могут также быть применимыми и необходимыми в горизонтальных скважинах; в этих случаях, формация может и не быть толстой, но расстояние, на которое ствол скважины проходит формацию, может быть большим, так что будет очень трудным закачивать кислоту за один прием для достижения дальнего конца ствола скважины, прошедшей формацию.
Несмотря на то, что известно много способов отклонения кислоты, они могут требовать издержек, сложного оборудования и отнимающих много времени операций, если они являются механическими. Если они являются химическими, они могут быть неэффективными и давать неполный зональный охват, часто требовать многочисленных добавок, много этапов и большого количества материалов, и, затем, могут требовать времени и дополнительных химических обработок для их удаления. Таким образом, есть необходимость в простом, недорогом, быстром, обратимом способе эффективного отклонения.
Сущность изобретения
Варианты осуществления этого изобретения влекут за собой методологию, синергически объединяющую свойства самоотклоняющей вязкоупругой флюидной системы со свойствами вспененного флюида для производства более эффективной и более действенной самоотклоняющей системы для кислотной обработки и стимулирующих обработок (таких как кислотная обработка материнской породы или кислотный разрыв (также известный как кислотная обработка разрывов)). Способ отклонения, использующий флюид, в котором изначально вспененная кислота густеет по мере расхода кислоты, синергически производящий изменения расширенных свойств для улучшения самоотклоняющих действий во время обработок по кислотной стимуляции. Способ усиливает увеличение вязкости во время изменения вязкости; вызывает изменение предела текучести в дополнение к изменению вязкости; увеличивает изначальную стабильность пены; улучшает очистку формации; увеличивает обратный поток стимулирующего флюида; и увеличивает охват стимулирующим флюидом множественных зон, имеющих изменяющиеся проницаемости. Вспененная самоотклоняющая вязкоупругая кислотная флюидная система обозначается как вязкоупругая возбужденная отклоняющая система.
Одним вариантом осуществления изобретения является способ обработки подземной формации, пройденной стволом скважины, кислотой путем закачивания вязкоупругой возбужденной отклоняющей системы и кислоты. Дополнительно эти этапы могут повторяться чередуясь. Обычно, формация является карбонатом или формацией песчанника с содержанием карбоната более чем примерно 10% по весу. Кислота может быть вспенена, загущена или замедлена и может содержать взаимный растворитель. Кислота может быть соляной кислотой, плавиковой кислотой, муравьиной кислотой, уксусной кислотой, лимонной кислотой, гликолевой кислотой, малоновой кислотой, винной кислотой и их смесью. Необязательно кислота может включать в себя моноаминополикарбоновые кислоты, полиаминополикарбоновые кислоты, соли моноаминополикарбоновых кислот, соли полиаминополикарбоновых кислот, эфиры моноаминополикарбоновых кислот, эфиры полиаминополикарбоновых кислот, их смеси, смеси их с кислотой из группы, состоящей из соляной кислоты, плавиковой кислоты, муравьиной кислоты, уксусной ки
- 2 009397 слоты, лимонной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, винной кислоты и их смеси. Вязкоупругая возбужденная отклоняющая система вспенена с возможным использованием поверхностноактивного вспенивающего вещества, газом, выбранным из группы, состоящей из азота, моноксида углерода, диоксида углерода, природного газа, или смеси одного или более этих газов; предпочтительно вязкоупругая возбужденная отклоняющая система вспенена диоксидом углерода. Вязкоупругая возбужденная отклоняющая система содержит вязкоупругое поверхностно-активное вещество, которое имеет структуру
в которой Κι является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; К2 является водородной или алкильной группой, имеющей от 1 до примерно 4 атомов углерода; К3 является гидрокарбильной группой, имеющей от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Υ является электроно-акцепторной группой. Предпочтительно, чтобы электроноакцепторная группа являлась четвертичным амином или оксидом амина. Более предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, имеющим структуру
в которой К является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; η = от примерно 2 до примерно 4; и р = от 1 до примерно 5, и смеси этих компонентов. Наиболее предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, в котором К является С17Н33 или С21Н41, и η=3 и р=1.
Другим вариантом осуществления является способ обработки подземной формации, пройденной стволом скважины, включающий закачивание первой кислоты и закачивание вязкоупругой возбужденной отклоняющей системы, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вторую кислоту и газ. Газ может быть закачан по насосно-компрессорной трубе, и вторая кислота и вязкоупругая возбужденная отклоняющая система могут быть закачаны последовательно через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой. В качестве альтернативы, газ может быть закачан через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой, и вторая кислота и вязкоупругая возбужденная отклоняющая система могут быть закачаны последовательно по насоснокомпрессорной трубе. Насосно-компрессорная труба может быть свернутой компрессорной трубой, которая может двигаться в стволе скважины во время обработки. В качестве альтернативы, и возбуждающий газ, и вязкоупругий отклонитель, и кислота могут быть закачаны вместе по насосно-компрессорной трубе или вместе по кольцеобразному зазору между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает обрабатывающее давление как функцию от объема обрабатывающего флюида, закачанного для обработки в соответствии с изобретением;
фиг. 2 - обрабатывающее давление как функцию от объема обрабатывающего флюида, закачанного для обработки с отклонителем, не подходящим для изобретения.
Подробное описание изобретения
В противоположность пенам и уже загущенным материалам, которые отклоняют путем сопротивления потоку сразу, как только они помещены, самоотклоняющие возможности кислотных систем, таких как вязкоупругая возбужденная отклоняющая система, должны на месте увеличивать вязкость во время кислотной стимуляции, и эффективность и действенность отклонения зависят от величины изменения вязкости. В добавление, увеличение предела текучести флюида, например увеличение предела текучести пены, также показало себя способным увеличивать сопротивление потоку флюида в пористой среде, в насосно-компрессорной трубе и в кольцевом зазоре.
В настоящем изобретении предложен способ отклонения, который имеет результатом не только преимущества отдельных свойств и вспененных и вязкоупругих самоотклоняющих флюидных систем, но также имеет результатом синергическое воздействие, которое улучшает некоторые полезные результаты каждой вышеупомянутой системы. Этот способ отклонения кислоты или химически активных флюидов для обработки материнской породы или разрывающих флюидов использует возбужденный газ для возбуждения и/или вспенивания кислотного флюида, содержащего вязкоупругие поверхностноактивные системы для создания отклоняющего флюида. В настоящим описании флюид, используемый в вариантах осуществления изобретения, будет называться «вязкоупругая возбужденная отклоняющая система» или «УЕЭ система». УЕЭ система является вспененным флюидом, в котором непрерывной фазой является водная, содержит вязкоупругую поверхностно-активную систему и кислоту, и вязкость водной
- 3 009397 фазы является такой же, как у воды, или близкой к ней, когда вспененный флюид сформирован, но увеличивается, если кислота вступает в реакцию. В настоящем описании используется термин «пена», при этом следует понимать, что возбужденный флюид не обязательно должен быть газом при условиях, в которых «пена» производится или использована. Например, возбужденный флюид может быть диоксидом углерода и может находиться в состоянии выше своей критической температуры или своего критического давления, или с ними обоими, так что это может быть газ, жидкость или суперкритический флюид. Строго говоря, система является дисперсией, когда частицы любого типа (например, твердые, жидкие, суперкритические флюиды или газ) диспергированы в непрерывной или внешней фазе отличающегося состава (или состояния). Пена является дисперсией, в которой значительная по объему часть фазы диспергирована в форме пузырьков (внутренняя, диспергированная или прерывистая фаза) в жидкости, в твердом веществе или геле, и эти пузырьки отделены один от другого тонким слоем непрерывной фазы между ними. Таким образом, в этих системах, если газ сконденсирован или является суперкритическим, флюид можно было бы более правильно назвать дисперсией, но здесь будет использован более общий нефтепромысловый термин «пена» для флюида и «газа» для дисперсной фазы. Флюид называется «возбужденным», если дисперсная фаза является конденсированной фазой или газом, который будет расширяться, когда будет ослаблено давление, или когда повысится температура, и, например, таким образом увеличивается движущая сила для потока. Флюид обычно называется пеной, когда он содержит от примерно 52% дисперсной фазы (ниже которого пузырьки не все будут касаться один другого) до примерно 96% по объему дисперсной фазы (выше которого это называется туманом). Когда он содержит меньше чем примерно 52% дисперсной фазы, то флюид в нефтепромысле называют возбужденным; в нефтепромысле возбужденные флюиды обычно содержат по меньшей мере примерно 10% дисперсной фазы. Пены могут отклонять, так как возбужденные флюиды могут содержать достаточно «газа» для поддержания дисперсной фазы и непрерывной фазы и, таким образом, существенно увеличивать вязкость и сопротивление потоку, но даже неотклоняющие флюиды все равно являются полезными, потому что они могут увеличивать обратный поток и очистку.
Вспенивающие вещества для νΕΌ систем предпочтительно являются поверхностно-активными веществами, которые могут формировать системы νΌΆ флюидов, которые являются поверхностно активными веществами, поддерживающими низкую вязкость, когда они диспергированы в кислотных флюидах, но производят вязкоупругие гели во время или после расходования кислоты. То есть, одни и те же поверхностно-активные вещества нормально используются для формирования νΌΆ систем и пены. Однако в объем вариантов осуществления изобретения входит использование смеси поверхностноактивных веществ для достижения наиболее желательного сочетания эффектов вспенивания и νΌΆ системы. Все могут быть поверхностно-активными веществами, формирующими νΌΆ систему, или одно или более могут быть только пенообразователями. «Вспенивающая добавка» или «вспомогательное поверхностно-активное вещество» может быть добавлено к флюиду для увеличения стабильности пены, особенно при высоких температурах и высокой минерализации. Примерами таких вспомогательных средств для стабилизации пены являются этоксилированные поверхностно-активные вещества и альфаолефиновые поверхностно-активные вещества; такие материалы хорошо известны специалистам в данной области техники. Не ограничивается теорией, но предполагается, что стабильность νΕΌ систем уже выше, чем стабильность подобных пен, сделанных без νΕΌ системы во флюиде, потому что более высокая вязкость водного флюида компенсирует непрерывную внешнюю фазу. Свойства флюидов, сделанных со смесями поверхностно-активных веществ, могут быть легко определены с помощью простых лабораторных экспериментов, чтобы убедиться в том, что сочетания поверхностно-активных веществ обеспечивают все требуемые свойства флюида и поведение и являются подходящими для задуманного использования, обеспечивая только желаемые свойства и поведение.
Внутренней фазой вспененной νΕΌ флюидной системы является газ, сконденсированный газ или суперкритический флюид (все они в этом документе будут называться газами). Предпочтительно газами являются азот, моноксид углерода, диоксид углерода, природный газ или смесь из одного или более этих газов. Диоксид углерода является наиболее предпочтительным, особенно в скважинах с низким давлением. Внешняя фаза вспененной νΕΌ флюидной системы является предпочтительно кислотным флюидом, применяемым для стимуляции резервуаров, содержащих углеводороды. Конкретные кислоты выбираются в соответствии с хорошо известными рекомендациями в зависимости от типа породы формации и ее примесей, совместимости кислоты с другими компонентами флюида и с другими материалами, с которыми флюид может войти в контакт, совместимости кислоты и побочных продуктов реакции кислоты с другими имеющимися материалами, и других аспектов работы, таких как температура и скорости закачивания. Тем не менее, выбор типа и концентрации кислоты также сильно зависит от способности νΕΌ системы формировать пену и испытывать соответствующее увеличение вязкости при расходовании кислоты. Предпочтительно, чтобы кислота была соляной кислотой.
Процентное отношение объема диоксида углерода («качество») во флюиде предпочтительно находится в диапазоне от примерно 30 до примерно 90% газа (или суперкритического флюида) по объему. В общем, чем выше качество пены, тем эффективнее отклонение. Оптимальное качество пены, при котором достигается оптимальная отклоняющая производительность, зависит от типа флюида, используемого
- 4 009397 как внутренняя фаза (возбудитель), температуры и прилагаемого давления, скоростей потоков УЕЭ системы и стимулирующей кислоты, и пористости породы формации. Даже если качество низкое, все еще имеются выгоды от возбуждения флюида. На самом деле, возбужденный флюид может иметь меньшую вязкость, чем вспененный флюид, что выражается в увеличении обратного потока флюидной системы и, таким образом, увеличении очистки после обработки. Это увеличение очистки приводит к лучшему сохранению проницаемости формации после обработки, выражающееся в большей добыче из углеводородсодержащей обработанной формации.
Неограничивающие примеры подходящих вязкоупругих поверхностно-активных веществ, пригодных в производстве вязкоупругих поверхностно-активных гелевых систем, УЭА систем и УЕЭ систем, могут быть найдены в патенте США № 6482866, в патенте США № 6435277 и в заявке на патент США № 2002/0023752, все они таким образом включены в настоящее описание в качестве ссылки, и все они переуступлены тому же правоприемнику, как и настоящее изобретение. Эти материалы (поверхностноактивные вещества в кислоте) известны как «вязкоупругие отклоняющие кислотные системы» или «УЭА системы». Они также могут содержать вспомогательные поверхностно-активные вещества, соли, спирты с низким молекулярным весом, в особенности метанол, другие добавки для увеличения вязкости и стабильности, как описано в упомянутых выше ссылках. Дополнительно, так как они являются кислотами, которые будут вступать в контакт с металлическими частями скважины, они должны содержать ингибиторы коррозии; они также могут содержать другие подходящие добавки к нефтепромысловым флюидам, такие как добавки для контроля железа, антиоксиданты, моющие вещества, высокотемпературные ингибиторы, неэмульгирующие вещества, хелатирующие агенты, ингибиторы образования отложений. Совместимость и пригодность добавок должны быть протестированы, как обсуждалось ранее. Несмотря на то, что они фактически являются материалами с низкой вязкостью, когда закачаны, и загустевают по мере расхода кислоты, закачиваемые материалы часто называются гелями. Те же самые поверхностноактивные вещества могут быть включены в состав флюидов, которые изначально являются гелями, смешанными на поверхности, если другие компоненты составлены отдельно, особенно, если туда не включена сильная кислота. Вязкоупругие поверхностно-активные гелевые системы (такие как УЭА системы) признаны находящимися в числе лучших отклоняющих флюидов для кислотного стимулирования (кислотной обработки материнской породы) и способными управлять образованием каналов (в виде червоточин) и травлением карбонатных формаций во время стимуляции разрывов (кислотный разрыв или кислотная обработка разрывов).
Предпочтительные поверхностно-активные вещества имеют следующую амидную структуру
в которой Κι является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; К2 является водородной или алкильной группой, имеющей от 1 до примерно 4 атомов углерода; К3 является гидрокарбильной группой, имеющей от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Υ является электроно-акцепторной группой. Предпочтительно, чтобы электроноакцепторная группа являлась четвертичным амином или оксидом амина. Более предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, имеющим структуру
в которой Κ является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; η = от примерно 2 до примерно 4; и р = от 1 до примерно 5, и смеси этих компонентов. Наиболее предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, в котором Κ является С17Н33 или С21Н41, и η=3 и р=1; они называются ВЕТ-О-30 и ВЕТ-Е-40 соответственно.
Как неограничивающие примеры, ВЕТ-О-30 и ВЕТ-Е-40 цвиттерионные поверхностно-активные вещества оказались особенно полезными при образовании УЭЛ систем. ВЕТ-О-30 так обозначен, потому что приобретается у поставщика (Κΐιοάία. 1пс. СгапЬигу, Νο\ν 1сг5су. И.8.А.) и называется М1га1аше ВЕТ0-30, потому что он содержит сложноэфирную группу олеиловой кислоты (включающую С17Н33 концевую группу) и содержит 30% активного поверхностно-активного вещества; остаток содержит, в основном, воду, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Аналогичный материал, ВЕТ-Е-40, также поставляется поставщиком Κΐιοάία и содержит группу сложного эфира эруковой кислоты (включающую С21 Н41 концевую группу) и составляет 40% активного компонента, с остатком, также содержащим, в основном, воду, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Поверхностно-активные вещества поставляются в этом виде, со спиртом и гликолем, для улучшения растворения поверхностно
- 5 009397 активного вещества в воде при таких высоких концентрациях и для поддержания в виде однородного флюида при низких температурах. При использовании, после разбавления, количества других компонентов полученных материалов являются несущественными. ВЕТ поверхностно-активные вещества и другие описаны в патенте США № 6482866.
Вспененные самоотклоняющие флюиды повышают эффективность отклонения/стимуляции, например, в сильно растресканных резервуарах, в многослойных резервуарах, обладающих большой разницей в проницаемости, в плотных резервуарах и в отклоняющихся и горизонтальных резервуарах с проникающими скважинами. Увеличение эффективности отклонения позволяет использовать меньший объем отклоняющего флюида. Более того, самоотклоняющий гель является внешней фазой, распространяющейся вокруг пузырьков газа, формирующих внутреннюю фазу. Площадь поверхности гелевой фазы, таким образом, значительно увеличивается благодаря тому, что система имеет структуру пены. Это позволяет достичь гораздо большего эффективного контакта загущенного материала с добываемым углеводородом или с растворителем, таким как взаимный растворитель или дизельное топливо из растворителя предварительной промывки. УЭЛ системы повышенной вязкости разрушаются с помощью разрыва мицелл путем контакта с многими другими флюидами. Водные флюиды разрушают мицеллы как разжижением поверхностно-активного вещества, так и, в некоторых случаях, изменением ионной силы водной фазы.
Углеводородные флюиды также разрушают мицеллы путем разрушения их структуры. Материалы, такие как, но не ограничены ими, взаимные растворители, такие как, но не ограничены ими, гликоли наподобие этиленгликольмонобутилового простого эфира, могут фактически закачиваться так, что они вступят в контакт с УЭЛ системой и разрушат ее за приемлемое время. Например, взаимный растворитель может быть закачан до того, как закачана УЭЛ система, так что во время противотока взаимный растворитель разрушит УЭЛ систему. Разрушение мицелл значительно уменьшает вязкость УЭЛ систем, что затем позволяет флюидам течь в заблокированные перед этим зоны и сильно улучшает очистку ствола скважины, в частности, это означает, что требуется только небольшое давление для очистки ствола скважины для хорошей очистки, что приводит к упрощению операций и уменьшению стоимости очистки. Более того, так как отклоняющий флюид является пеной, то он имеет меньшую плотность, чем невспененный флюид; следовательно, он вносит меньший вклад в гидростатическое давление во время очистки. Меньшее гидростатическое давление и возбуждение вместе облегчают очистку.
Основная кислотная обработка («кислотный флюид»), которая чередуется с УЕЭ системой, может быть любой из множества нефтепромысловых кислот, обычно используемых при стимулировании материнской породы и кислотном разрыве, только при условии, чтобы они были совместимы с УЕЭ системой. Такие кислоты включают традиционные кислоты или загущенные кислоты, замедленные кислоты, кислоты с задержкой высвобождения, или эмульгированные кислоты. Обычно они должны включать ингибиторы коррозии. Загущенные кислоты обычно загущиваются с помощью полимеров (таких как ксантановая смола, №№бис(2-гидроксиэтил)таллоаминацетат, и акриламидные полимеры и сополимеры. Эмульгированные кислоты присутствуют обычно во внутренней водной фазе водно-маслянных эмульсий, в которых масло является обычно дизельным топливом и/или керосином, и эмульгирующее вещество может быть, среди других вариантов, диэтаиоламидом кислоты таллового масла, или кокоалкиламинами и кокоалкилацетатами. Кислоты могут также быть с задержанным высвобождением или замедленные, полученные инкапсуляцией, химической реакцией, использованием кислот-предшественников или использованием буферных растворов, которые изменяются со временем и/или от температуры. Все эти спсобы являются хорошо известными в данной области техники. Обычные характерные компоненты кислот этих кислотных флюидов включают соляную кислоту, плавиковую кислоту, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, малоновую кислоту, винную кислоту и их смеси. Кислотный флюид выбирается таким образом, чтобы скорость и объем реакции с материнской породой формации были подходящими. Наиболее общими концентрациями кислот, например для соляной кислоты, являются 5, 15, 20 и 28%.
Другие растворяющие материнскую породу материалы могут быть использованы и будут рассматриваться как «кислотные флюиды» и «кислоты» для целей этого обсуждения. Такими материалами являются, например, хелатирующие агенты, такие как аминокарбоновые кислоты, поликарбоновые кислоты, полиаминокарбоновые кислоты, полиаминополикарбоновые кислоты, их эфиры (или другие продукты конденсации) и соли, и смеси кислот, сложных эфиров или солей. Все это обычно смешивается с неорганической кислотой, такой как соляная кислота. Известно, что некоторые такие растворяющие материнскую породу материалы неблагоприятно воздействуют на УЭЛ системы или УЕЭ системы при определенных условиях, зависящих от температуры, требуемой длительности использования, типа и концентрации поверхностно-активного вещества, и типа и концентрации растворяющего материнскую породу материала. Таким образом, когда такие материалы, или фактически любые добавки, включаются в УЭЛ флюидную систему или используются с УЭЛ флюидной системой, то должны быть выполнены тесты для того, чтобы убедиться, что они не воздействуют неблагоприятно на УЭЛ систему или УЕЭ систему, заставляя УЭЛ систему густеть слишком быстро, а УЭЛ систему не густеть, когда вырабатывается кислота, заставляя вязкость УЭЛ систем после загущения быть недостаточной, заставляя предел текучести
- 6 009397 νΕΌ системы быть недостаточным, или уменьшая полезное время существования νΕΌ системы путем уменьшения стабильности пены или мицелл. Такое тестирование на совместимость и пригодность добавок является обычным для флюидов, используемых в нефтепромысловых обработках.
Если окажется желательным или необходимым убедиться в том, что νΕΌ и/или УЭЛ система и кислотный флюид не взаимодействуют, потому что, например, они могут образовывать осадок или один разрушать другой, то в объем вариантов осуществления этого изобретения входит включение разделителя между системами для того, чтобы держать их раздельно. Неограничивающими примерами такого разделителя являются рассол и полимерсодержащий флюид. Если единственным нежелательным взаимодействием яляется то, что один компонент разрушает другой, но не разрушает формацию, то работа может быть выполнена, так как имеется достаточное дополнительное количество какого-либо или всех флюидов, так что некоторые из них или все будут принесены в жертву, когда произойдет разрушение, но останется достаточно, чтобы работа продолжалась, как требуется.
В большинстве случаев, «кислота» закачивается первой, за ней νΕΌ система, за ней другая кислотная стадия. Очень часто за этим следует одна или более дополнительных последовательностей отклонителя и кислоты. Также является общей практикой в кислотных обработках использование предварительных промывок, разделителей, взаимных растворителей, постпромывок и других флюидов в соединении с основными кислотными обработками и отклонителями. Эти разнообразные флюиды используются для удержания закачанных флюидов, побочных продуктов закачанных флюидов или продуктов реакции, природных флюидов, добываемых флюидов и так далее, от соприкосновения друг с другом, если обнаружатся нежелательные взаимодействия. Взаимные растворители также могут быть использованы для разрушения поверхностно-активных гелевых систем. Неограничивающим примером является этиленгликольмонобутиловый простой эфир. Входит в объем вариантов осуществления изобретения и хорошо известно специалистам в данной области техники употребление таких дополнительных флюидов в дополнительных стадиях в вариантах осуществления изобретения. Опять же, добавки должны быть протестированы на годность и совместимость. В этом случае, последствия возможного контакта или смешивания флюидов на последующих стадиях также должны быть протестированы в лаборатории, что является очевидным для специалистов в данной области техники, чтобы убедиться, что достигаются желаемые результаты, и что не возникнет нежелательных реакций/взаимодействий.
Несмотря на то, что возбуждение флюидов, таких как кислоты, обычно выполняется в скважинах с низким давлением, для увеличения остальных нежелательно низких скоростей потоков во время противотока, синергический эффект, отмеченный при использовании вспененных УОЛ систем как отклоняющих веществ, делает использование возбужденных флюидов более привлекательным при повышенных давлениях, потому что они могут улучшить отклонение и очистку.
Сооружение и завершение скважины может быть выполнено любым способом, известным из уровня техники. Например, ствол скважины может быть открытым отверстием или обсадной трубой, или может быть единичным или множественным завершением. Могут быть использованы любые обычные насадки и завершающее или стимулирующее оборудование низа бурильной колонны, обычно используемые для возбужденых или вспененных флюидов. Обработки проектируются и выполняются традиционными способами, обычно с использованием коммерческого проектирования обработки и выполнения, с использованием оценочного программного обеспечения и коммерческого промыслового оборудования. Возбуждающий флюид (газ) обычно смешивается с УОЛ системой в скважине предпочтительнее, чем на поверхности, поскольку результирующая νΕΌ система может иметь более высокие потери давления на трение, чем отдельно взятый флюид, и, таким образом, νΕΌ система может требовать больше гидравлических мощностей для закачки. (Минимизация потерь давления на трение является исключительно важной в скважинах малого диаметра, когда используется гибкая насосно-компрессорная труба, и в очень глубоких скважинах). Однако, смешивание может быть выполнено на или возле поверхности, по желанию. Обычно флюид, который имеет меньшие потери давления на трение, предпочтительно закачивается через кольцеобразный зазор, который имеет большую площадь поверхности. Закачивание возбужденного флюида (газа) обычно продолжается на протяжении всей работы, но оно может быть пропущено на любой из стадий, обеспечивая, по меньшей мере, смешение одной из стадий УОЛ системы с возбужденным флюидом для формирования νΕΌ системы. Более того, некоторое количество газа может быть включено в закачанные ΥΌΛ и/или кислотные системы для уменьшения их потерь давления на трение. Те, кто знаком с составлением и закачиванием жидкостей, эмульсий, пен и возбужденных флюидов, будут отлично представлять себе, как минимизировать общие потери давления на трение для заданного набора флюидов и конфигурации скважины.
Другие средства могут быть использованы для улучшения зонального охвата, особенно в очень длинных промежутках резервуара. Например, насосно-компрессорная труба, как и свернутая (гибкая) насосно-компрессорная труба или буровая труба, могут быть перфорированными через определенные интервалы для увеличения распределения закачанных флюидов. В качестве другого примера, один или более механических изоляторов могут быть использованы для изоляции одной или более частей длинной обрабатываемой зоны, так что обработка может выполняться постадийно. Примерами механических изоляторов являются чашечные резцы и уплотнители, которые могут быть использованы по отдельности
- 7 009397 или в сочетании. Например, прошедшая формацию скважина длиной в 3000 м может быть изолирована уплотнителями, чашечным резцом или ими обоими на 300 метровые отрезки, для разделения всей работы на 10 стадий. Перфорированная насосно-компрессорная труба может быть использована в сочетании с механической изоляцией.
Варианты осуществления были обсуждены для углеводород-добывающих скважин. Однако варианты осуществления изобретения являются также применимыми к нагнетательным скважинам (например, для хранения, сброса или улучшенной добычи) или для добывающих скважин других продуктов, таких как вода, гелий или диоксид углерода.
Пример 1.
Результаты вспенивания УЭЛ флюидной системы были определены. Водная УЭЛ флюидная система была сделана в соответствии с заявкой на патент США № 2002/01327541 и содержит НС1 и ВЕТ-Е40 (бетаиновое поверхностно-активное вещество, поставляемое КЛюНта 1пс. СтаиЬшу, Ναν 1сг5су. И.8.А., которое содержит сложноэфирную группу эруковой кислоты (включающую С21Н41 концевую группу) и составляет 40% активного компонента, с остатком из, большей частью, воды, небольшого количества хлорида натрия и изопропанола). Состав УЭА системы был такой, как показано ниже:
15% (по объему) соляной кислоты на каждые 1000 л л ингибитора коррозии л ВЕТ-Е-40
0,6 кг агента, восстанавливающего железо л железо-хелатирующего агента л антиэмульгатора л метанола.
Вязкость этого флюида была измерена при комнатной температуре и атмосферном давлении в вискозиметре Фанна 35 и составила примерно 5 сР (сантипуаз). Часть этого материала была затем вспенена воздухом; было оценено по увеличению объема, что пена содержала примерно 10 об.% воздуха. Вязкость этой пены была измерена при комнатной температуре и атмосферном давлении в вискозиметре Фанна 35 и составила примерно 50 сР. (Это был лабораторный эксперимент, выполненный при атмосферной температуре и давлении, и «качество» пены (объемных процентов газа в пене) было ниже, чем используется в отклоняющих флюидах вариантов осуществления изобретения. Это не является качеством пены, которое может быть предпочтительно использовано в вариантах осуществления изобретения, но является качеством пены, которое может быть достигнуто в лабораторных условиях для демонстрации эффектов, которые достигаются при использовании флюидов вариантов осуществления изобретения). Очевидно, что УЭА система может быть вспенена для создания УЕЭ системы, и УЕЭ система имела гораздо более высокую вязкость, чем УЭА система.
Пример 2.
Полевые испытания кислотного разрыва были выполнены с использованием загущенной кислоты, УЭА самоотклоняющей кислотной системы и СО2. План работ показан ниже в табл. 1.
- 8 009397
Таблица 1
| Стадия № | Тип | Флюид | Объем ЖИДКОСТИ стадии (л) | Объем СО2 (л) | Время стадии (мин) |
| 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 | Подушка Кислота Отклонение Кислота Кислота Отклонение Кислота Кислота Отклонение Кислота Кислота Отклонение Кислота Кислота Дополнит. промывка Промывка | 1,2 г/л Гуар | 75700 | 50500 | 11,3 |
| ИЗ СА | 30300 | 20200 | 4,5 | ||
| УРА | 37900 | 25200 | 5,7 | ||
| Кед СА | 56800 | 37900 | 8,5 | ||
| М3 СА | 30300 | 20200 | 4,5 | ||
| νϋΑ | 37900 | 25200 | 5,7 | ||
| Кед СА | 56800 | 37900 | 8,5 | ||
| М3 СА | 30300 | 20200 | 4,5 | ||
| νϋΑ | 37900 | 25200 | 5,7 | ||
| Кед СА | 56800 | 37900 | 8,5 | ||
| М3 СА | 30300 | 20200 | 4,5 | ||
| νϋΑ | 37900 | 25200 | 5,7 | ||
| М3 СА | 30300 | 20200 | 4,5 | ||
| Кед СА | 56800 | 37900 | 8,5 | ||
| 4,8 г/л Гуар | 56800 | 37900 | 8,5 | ||
| 4,8 г/л Гуар | 56800 | 37900 | 8,5 | ||
| Всего | 719300 | 479500 | 107, 7 |
Работа была начата с подушки из 1,2 г/л водного гуара, за которой следовала загущенная основная обрабатывающая кислота, содержащая взаимный растворитель, за которым следовала УЭЛ отклоняющая система (которая стала УЕЭ системой после смешивания с СО2), за которой следовала обычная загущенная основная обрабатывающая кислота, за которой следовала загущенная основная обрабатывающая кислота, содержащая взаимный растворитель, за которой следовали дополнительные последовательности, подробно описанные в табл. 1. Каждая из кислотной и отклоняющей стадий содержала 15 об.% соляной кислоты. Следует отметить, что в последней последовательности первая стадия загущенной основной обрабатывающей кислоты содержала взаимный растворитель, а вторая стадия загущенной основной обрабатывающей кислоты его не содержала. Обработка была затем закончена дополнительной промывкой и основной промывкой.
Составы реально использованных флюидов показаны в табл. 2.
- 9 009397
Таблица 2
| Кед СА | 15% обыкновенной загущенной соляной кислоты на 1000 л: | |
| 3 л 4 л 2 л 0,6 кг 5 л 5 л | ингибитора коррозии поверхностно-активного вещества (модификатор повышения смачиваемости) антиэмульгатора агента, восстанавливающего железо хелатирующего агента загустителя кислоты | |
| М3 СА | 15% загущенной соляной кислоты с взаимным | |
| растворителем на 1000 л: | ||
| 3 л | ингибитора коррозии | |
| 4 л | поверхностно-активного вещества | |
| (модификатор повышения смачиваемости) | ||
| 2 л | антиэмульгатора | |
| 0,6 кг | агента, восстанавливающего железо | |
| 5 л | хелатирующего агента | |
| 5 л | загустителя кислоты | |
| 50 л | взаимного растворителя | |
| νϋΑ | 15% 70А | соляной кислоты на 1000 л: |
| 6 л | ингибитора коррозии | |
| 50 л | ВЕТ-Е-40 | |
| 0, 6 кг | агента, восстанавливающего железо | |
| 5 л | железо-хелатирующего агента | |
| 2 л | антиэмульгатора | |
| 10 л | метанола | |
| Подушка | и промывки: |
| Подушка | 1.2 г/л Гуар на 1000 л: 2.3 л пастообразного гуарового геля 4,5 г биоцида 0,0125 л разрушителя энзимов 4 л поверхностно-активного вещества (модификатор повышения смачиваемости) |
| Промывка | 4,8 г/л Гуар на 1000 л: 9,2 л пастообразного гуарового геля 4,5 г биоцида 0,0125 л разрушителя энзимов 4 л поверхностно-активного вещества (модификатор повышения смачиваемости) |
Жидкий СО2 бьл закачан через насосно-компрессорную трубу в горизонтальную скважину с открытым стволом на глубину примерно 3650 м; подушка, загущенная кислота, УЭА самоотклоняющая кислотная система и промывки были последовательно закачаны через кольцеобразный зазор между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой. Пена приблизительно 40%-ного качества была произведена в скважине, и она поддерживалась по всей подушке, кислоте, отклоняющим стадиям и промывкам. В данном случае насосно-компрессорная труба была натяжной и заканчивалась вместе с обсадной колонной в начале горизонтальной секции открытого ствола. Температура формации была примерно 93°С.
Обработка поэтому включала закачку загущенной кислоты в качестве основного стимулирующего флюида и самоотклоняющей кислотной системы (в таблицах обозначена как «УЭА») в качестве отклонителя в 4 стадии для достижения полного зонального охвата 1220 м горизонтальной скважины. Там, где УЭА система в скважине контактировала с СО2, она формировала УЕЭ систему. На фиг. 1 показано давление обработки жидкости (загущенной кислоты или УЭА системы), в МПа, измеренное на поверхности
- 10 009397 в процессе обработки относительно закачанного объема в кл (килолитр). Жидкость была закачана при постоянной скорости потока примерно 6,68 кл/мин; так как давление изменялось из-за отклонения, когда жидкость перключалась обратно и изменялась между загущенной кислотой и νΌΑ системой, скорость закачки СО2 немного отклонялась от заданного примерно 4,45 кл/мин для поддержания общего давления приблизительно постоянным.
Как можно видеть на фиг. 1, изменение давления, вызванное вспененной самоотклоняющей кислотой во время стимуляции, было исключительно высоким. Вторая стадия дала изменение давления от примерно 15,9 МПа до примерно 31,0 МПа, что представляет собой неожиданно сильное усиление в более, чем 15 МПа. Значительное увеличение и затем уменьшение обрабатывающего давления показывает, что после того, как νΕΌ система загустела, возникло огромное сопротивление потоку, и что, когда закачиваемый флюид был переключен с νΕΌ системы на основную обрабатывающую кислоту, основная обрабатывающая кислота легко проникала в формацию, так что она должна была следовать новыми путями и проникать в не бывшую в контакте зону или зоны формации. Последовательные стадии показали, что эти результаты были получены повторно, означая, что последовательность закачки основной обрабатывающей кислоты и затем νΕΌ отклоняющей системы могла повторяться до достижения полного зонального охвата. Не ограничивается теорией, но предполагается, что значительное увеличение обрабатывающего давления не может быть отнесено только на счет увеличения вязкости жидкой фазы пены, и дополнительное увеличение приписывается также и увеличению предела текучести.
Пример 3.
При разрывающей обработке невспененной самоотклоняющей кислотой было зарегистрировано намного меньшее изменение давления. Полевое испытание было выполнено с использованием эмульгированной кислоты (в таблице обозначено как «8ΧΕ») и νΌΑ самоотклоняющей кислотной системы («νΌΑ») без возбуждения. План работ показан в табл. 3.
- 11 009397
Таблица 3
| Стадия № | Флюид | Объем жидкости стадии (л) |
| 1 | 1,2г/л Гуар | 5691 |
| 2 | 20% Кислоты | 9459 |
| 3 | УБА | 22717 |
| 4 | ЗХЕ | 37867 |
| 5 | 1,2 г/л Гуар | 11335 |
| 6 | УЭА | 22749 |
| 7 | ЗХЕ | 45402 |
| 8 | 1,2 г/л Гуар | 26580 |
| 9 | УБА | 22701 |
| 10 | 5ХЕ | 37867 |
| 11 | 1,2 г/л Гуар | 11335 |
| 12 | УЭА | 22733 |
| 13 | ЗХЕ | 45402 |
| 14 | 1,2 г/л Гуар | 26643 |
| 15 | УОА | 22669 |
| 16 | ЗХЕ | 37851 |
| п | 1,2 г/л Гуар | 11366 |
| 18 | УСА | 22701 |
| 19 | ЗХЕ | 45465 |
| 20 | 1,2 г/л Гуар | 26564 |
| 21 | УБА | 22733 |
| 22 | ЗХЕ | 37819 |
| 23 | 1,2 г/л Гуар | 11398 |
| 24 | УРА | 22669 |
| 25 | ЗХЕ | 45434 |
| 26 | 1,2 г/л Гуар | 26564 |
| 27 | νϋΑ | 22701 |
| 28 | ЗХЕ | 37867 |
| 29 | 1,2 г/л Гуар | 13830 |
| 30 | 4ΌΑ | 25817 |
| 31 | ЗХЕ | 56021 |
| 32 | 1,2 г/л Гуар | 89659 |
| Всего | 927606 |
Работа была начата с подушки из 1,2 г/л водного гуара, за которой следовала стадия «гладкой кислоты», за которой следовала стадия УЭЛ отклоняющей системы, за которой следовала стадия эмульгированной основной обрабатывающей кислоты, за которой следовала стадия 1,2 г/л водного гуара, за которой следовала стадия УЭЛ отклоняющей системы, за которой следовала стадия эмульгированной ос
- 12 009397 новной обрабатывающей кислоты, и за которой следовала стадия из дополнительных последовательностей, подробно описанных в табл. 3. Каждая из отклоняющей и кислотной стадий содержала примерно 20 об.% соляной кислоты в водной части, так что стадии гуара и УИЛ системы содержали примерно 20% кислоты, но стадии эмульгированной основной обрабатывающей кислоты содержали примерно 14% кислоты по отношению ко всей жидкости (водная фаза плюс нефтяная фаза). Обработка затем была продолжена с дополнительной промывкой. Каждый из флюидов содержал другие добавки в малых количествах, характерных для нефтепромысловых флюидов.
Составы реально использованных флюидов показаны в табл. 4.
Таблица 4
| 1,2 г/л Гуар Пастообразный гуаровый гель Микробиоцид Разрушитель Антиэмульгирующий агент Взаимный растворитель | на 1054 л: 2,25 л 0,017 г 0,12 г 2,00 л 50 л |
| Гладкая кислота | на 1010 л: |
| 20% НС1 | 1000 л |
| Загуститель кислоты | 2, 00 л |
| Ингибитор коррозии | 1,00 л |
| Антиэмульгирующий агент | 2,00 л |
| Вспомогательный ингибитор | 0,24 г |
| Восстанавливающий агент | 5, 00 л |
| 5ХЕ | на 1022 л: |
| Ингибитор коррозии | 2,00 л |
| 20% НС1 | 700,00 л |
| Антиэмульгирующий агент | 10,00 л |
| Дизельное топливо | 300,00 л |
| Хелатирующий агент | 10,00 л |
| 9ϋΑ | на 1074 л: |
| 20% НС1 | 1000 л |
| ВЕТ-Е-40 «как получен» | 50,00 л |
| Высокотемпературный ингибитор | 2,00 л |
| Антиэмульгирующий агент | 2,00 л |
| Хелатирующий агент | 10,00 л |
| Метанол | 10,00 л |
Эта работа была закачана через перфорированную с шагом примерно 100 м приблизительно горизонтальную обсадную колонну в формацию глубиной примерно 3475 м при обрабатывающем давлении примерно 50 МПа, температуре примерно 88°С и средней скорости закачки примерно 3,5 кл/мин. Обработка, таким образом, включала в себя закачивание эмульгированной кислоты в качестве основного стимулирующего флюида и самоотклоняющей кислотной системы (УЭЛ) в качестве отклонителя в 10 стадий.
На фиг. 2 показано обрабатывающее давление жидкости (подушки, эмульгированной кислоты или УЭЛ системы), в МПа, измереное на поверхности в процессе обработки относительно закачанного объема в кл. Как можно видеть на фиг. 2, изменение давления, вызванное невспененной самоотклоняющей кислотой во время стимуляции, было значительно меньше, чем которое было получено в способе изобретения, показанном на фиг. 1. Работа была выполнена, но потребовались 10 стадий для достижения зонального охвата, и изменения давления от некоторых стадий были маленькими.
Claims (11)
1. Способ кислотной обработки или разрыва подземной формации, пройденной стволом скважины, включающий этапы, на которых:
a) накачивают вспененную водную вязкоупругую отклоняющую систему, содержащую вязкоупругое поверхностно-активное вещество, кислоту и газ, и
b) накачивают основную кислоту для обработки, которая может быть такой же или отличной от кислоты вспененной вязкоупругой отклоняющей системы.
2. Способ по п.1, где два этапа повторяются с чередованием.
3. Способ по п.1 или 2, где основная кислота включает газ.
4. Способ по любому из пп.1-3, где кислота является загущенной кислотой, которая содержит взаимный растворитель, эмульгированную кислоту или замедленную кислоту.
5. Способ по любому из пп.1-4, где кислота является соляной кислотой, плавиковой кислотой, муравьиной кислотой, уксусной кислотой, лимонной кислотой, гликолевой кислотой, малоновой кислотой, винной кислотой или их смесью; или кислота является моноаминополикарбоновой кислотой, полиаминополикарбоновой кислотой, солью моноаминополикарбоновой кислоты, солью полиаминополикарбоновой кислоты, эфиром моноаминополикарбоновой кислоты, эфиром полиаминополикарбоновой кислоты или их смесью, или кислота является их смесью с одной или более кислотой, выбранной из соляной кислоты, плавиковой кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, винной кислоты или их смеси.
6. Способ по любому из пп.1-5, где вспененная вязкоупругая отклоняющая система включает газ, выбранный из азота, моноксида углерода, диоксида углерода, природного газа, или смесь из одного или более этих газов.
7. Способ по любому из пп.1-6, где вспененная вязкоупругая отклоняющая система включает в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее формулу
О
II I Й1—С—Ν—Вз—γ в которой В| является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; К2 является водородной или алкильной группой, имеющей от 1 до примерно 4 атомов углерода; К3 является гидрокарбильной группой, имеющей от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Υ является электроно-акцепторной группой, где предпочтительно электроно акцепторная группа является четвертичным амином или оксидом амина.
8. Способ по п.7, где поверхностно-активное вещество является бетаином, имеющим структуру в которой К является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; η = от примерно 2 до примерно 4; р = от 1 до примерно 5 и смеси этих компонентов, где предпочтительно К = С17Н33, η = 3, р = 1 и где наиболее предпочтительно К = С21Н41, η = 3 и р = 1.
9. Способ по любому из пп.1-8, где один или оба этапа управляют разрывающим давлением форма ции.
10. Способ по любому из пп.1-9, где газ закачивают по насосно-компрессорной трубе и вторую кислоту и вспененную вязкоупругую отклоняющую систему последовательно закачивают через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной, или где газ закачивают через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной, и вторую кислоту и вспененную вязкоупругую отклоняющую систему последовательно закачивают по насоснокомпрессорной трубе.
11. Способ по п.10, где насосно-компрессорная труба является свернутой насосно-компрессорной трубой, или насосно-компрессорная труба является перфорированной.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US48907903P | 2003-07-22 | 2003-07-22 | |
| US10/649,055 US7148184B2 (en) | 2003-07-22 | 2003-08-27 | Self-diverting foamed system |
| PCT/IB2003/006126 WO2005008027A1 (en) | 2003-07-22 | 2003-12-22 | Self-diverting foamed system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600291A1 EA200600291A1 (ru) | 2006-08-25 |
| EA009397B1 true EA009397B1 (ru) | 2007-12-28 |
Family
ID=34083493
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600291A EA009397B1 (ru) | 2003-07-22 | 2003-12-22 | Способ кислотной обработки подземной формации |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7148184B2 (ru) |
| CN (1) | CN102434140B (ru) |
| AR (1) | AR042251A1 (ru) |
| AU (1) | AU2003298460A1 (ru) |
| BR (1) | BR0318412B1 (ru) |
| CA (1) | CA2532750C (ru) |
| EA (1) | EA009397B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA06000334A (ru) |
| MY (1) | MY136491A (ru) |
| NO (1) | NO20060306L (ru) |
| OA (1) | OA13192A (ru) |
| WO (1) | WO2005008027A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599156C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины |
| RU2599155C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
Families Citing this family (67)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US20050137095A1 (en) * | 2003-12-18 | 2005-06-23 | Bj Services Company | Acidizing stimulation method using viscoelastic gelling agent |
| US7341980B2 (en) * | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US20080312083A1 (en) * | 2004-12-30 | 2008-12-18 | Rhodia Chimie | Herbicidal Composition Comprising and Aminophosphate or Aminophosphonate Salt and a Betaine |
| NZ567994A (en) | 2005-11-14 | 2012-03-30 | Rhodia | Surfactant is sodium alkyl ether sulfate in agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US20100029483A1 (en) | 2006-10-16 | 2010-02-04 | Rhodia Inc. | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| FR2913350B1 (fr) * | 2007-03-08 | 2010-05-21 | Rhodia Recherches & Tech | Utilisation d'une betaine a titre d'agent moussant et d'agent de reduction du drainage de la mousse |
| FR2914647B1 (fr) * | 2007-04-05 | 2011-10-21 | Rhodia Recherches Et Tech | Copolymere comprenant des unites betainiques et des unites hydrophobes et/ou amphiphiles,procede de preparation,et utilisations. |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| BRPI0818808A2 (pt) * | 2007-11-07 | 2014-10-07 | Rhodia Operations | Composição aquosa herbicida, processo para preparar a mesma, e, mistura. |
| US8895483B2 (en) * | 2008-05-05 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Disproportionate permeability reduction using a viscoelastic surfactant |
| US7644761B1 (en) | 2008-07-14 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing method for subterranean reservoirs |
| WO2011008281A1 (en) * | 2009-07-14 | 2011-01-20 | Rhodia Operations | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US8286705B2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for treating a subterranean formation using diversion |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| EP2603075B1 (en) | 2010-08-10 | 2017-07-12 | Rhodia Operations | Agricultural pesticide compositions |
| US8496061B2 (en) | 2011-01-19 | 2013-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | VDA/acid system for matrix acid stimulation |
| EP2729656A4 (en) * | 2011-07-08 | 2016-05-25 | Services Petroliers Schlumberger | APPLICATIONS FOR BOHRLOCHPOLYMERSCHAUMSTOFF |
| WO2013086278A2 (en) * | 2011-12-08 | 2013-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and acidizing tool for deep acid stimulation using ultrasound |
| CN102536166B (zh) * | 2012-02-14 | 2015-01-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 自生泡沫酸化油层深度处理方法 |
| CN103541712B (zh) * | 2012-07-12 | 2016-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三叠系油藏氮气泡沫酸化解堵的方法 |
| US9879503B2 (en) | 2012-09-19 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating long-interval and high-contrast permeability subterranean formations with diverting fluids |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| RU2547850C2 (ru) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах |
| US9938810B2 (en) | 2013-09-16 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations |
| US9359544B2 (en) * | 2013-12-11 | 2016-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating subterranean formation |
| RU2546697C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-04-10 | Закрытое акционерное общество "ПОЛИЭКС" (ЗАО "ПОЛИЭКС") | Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта |
| US10557335B2 (en) * | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
| AU2014393400B2 (en) | 2014-05-07 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
| CN104402740B (zh) * | 2014-10-30 | 2015-07-15 | 中国石油大学(华东) | 一种酸化转向剂十八烷基丁基二羟乙基溴化铵及其制备方法与应用 |
| US9828843B2 (en) * | 2015-04-09 | 2017-11-28 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US9759053B2 (en) | 2015-04-09 | 2017-09-12 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| WO2016162725A1 (en) * | 2015-04-09 | 2016-10-13 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10344204B2 (en) * | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US11692128B2 (en) | 2015-09-03 | 2023-07-04 | Schlumberget Technology Corporation | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using |
| RU2736755C2 (ru) | 2015-09-03 | 2020-11-19 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Эмульсии, содержащие водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, и способы их получения и применения |
| EA201890637A1 (ru) | 2015-09-03 | 2018-09-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Смешивание в процессе закачивания кислот и отклоняющих жидкостей с водорастворимыми замедляющими действие средствами |
| US20170107423A1 (en) * | 2015-10-14 | 2017-04-20 | Rhodia Operations | Gelling fluids and related methods of use |
| RU2616923C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US20180273834A1 (en) | 2017-03-27 | 2018-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation |
| CN111886317B (zh) * | 2018-02-21 | 2023-04-28 | 罗地亚经营管理公司 | 胶凝流体及相关使用方法 |
| CN108913116B (zh) * | 2018-05-29 | 2021-04-16 | 山东大学 | 一种超临界二氧化碳反相缔合压裂液及其制备方法与应用 |
| CN109135716A (zh) * | 2018-08-22 | 2019-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠化酸、混合酸液体系及降低乳化酸摩阻的方法 |
| EP3853320B1 (en) | 2018-09-21 | 2023-10-25 | ConocoPhillips Company | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material |
| CN109294551A (zh) * | 2018-10-18 | 2019-02-01 | 顺泰能源科技发展有限公司 | 一种分子簇清洁自转向剂及其应用 |
| EA202191551A1 (ru) | 2018-12-18 | 2021-11-08 | Мол Мадьяр Олай- Эш Газипари Ньильваносан Мюкёдё Ресвеньтаршашаг | Кинетически стабильные наноэмульсии, способы их получения и их применение в пластах-коллекторах нефти и природного газа, в пластах-коллекторах термальной воды, в способах обработки оснований скважин и стимуляции пластов |
| CN109762543A (zh) * | 2019-02-20 | 2019-05-17 | 中国石油大学(华东) | 一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及其制备方法 |
| US10961440B2 (en) | 2019-05-15 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Sandstone stimulation using in-situ mud acid generation |
| US10961833B2 (en) | 2019-05-15 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Sandstone stimulation using in-situ mud acid generation |
| US10927291B2 (en) | 2019-07-24 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for treating a subterranean formation with a foamed system and corresponding methods |
| US10975293B2 (en) | 2019-07-24 | 2021-04-13 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for treating a subterranean formation with a foamed acid system |
| US11236580B2 (en) | 2019-09-04 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for improving oil recovery within a subterranean formation |
| US11268017B2 (en) | 2020-03-12 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation treatment diversion using thermochemicals |
| BR102020006183A2 (pt) * | 2020-03-26 | 2021-09-28 | Universidade Estadual De Campinas - Unicamp | Composição de fluido ácido divergente para estimulação de reservatório por acidificação matricial |
| US11299663B2 (en) | 2020-06-04 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for modifying well injection profile and enhanced oil recovery |
| MX2024000532A (es) | 2021-07-09 | 2024-03-27 | Schlumberger Technology Bv | Acido retardado monofasico a base de alcohol. |
| CN118234829A (zh) | 2021-09-24 | 2024-06-21 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 使用氨基酸的单相缓速酸体系 |
| US12404447B2 (en) | 2021-11-30 | 2025-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Single-phase retarded acid systems using amino acids |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| WO2023183465A1 (en) | 2022-03-23 | 2023-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | Single-phase retarded acid based on a cationic surfactant |
| US11905804B2 (en) | 2022-06-01 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating hydrocarbon reservoirs |
| US12344798B2 (en) * | 2023-05-31 | 2025-07-01 | Saudi Arabian Oil Company | Foamed acid system stabilized by two dimensional-graphene and surfactant composite for fracturing application |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1202754A (en) * | 1967-09-05 | 1970-08-19 | Byron Jackson Inc | Treatment of earth formations |
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| US20030054962A1 (en) * | 2001-08-14 | 2003-03-20 | England Kevin W. | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| EP1323888A1 (en) * | 1997-06-10 | 2003-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing a subterranean formation |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3724549A (en) | 1971-02-01 | 1973-04-03 | Halliburton Co | Oil soluble diverting material and method of use for well treatment |
| GB2012837A (en) | 1978-01-23 | 1979-08-01 | Halliburton Co | Aqueous acid galling agents and acid solutions gelled therewith |
| CA1109356A (en) | 1978-01-23 | 1981-09-22 | Lewis R. Norman | Gelled aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
| US4324669A (en) | 1979-11-19 | 1982-04-13 | Halliburton Company | Foamed high viscosity aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
| US4591447A (en) | 1984-03-16 | 1986-05-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4695389A (en) | 1984-03-16 | 1987-09-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| EP1233143B1 (en) | 1995-07-25 | 2006-10-11 | Nowsco Well Service, Inc. | Coiled tubing |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6035936A (en) | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| US7060661B2 (en) | 1997-12-19 | 2006-06-13 | Akzo Nobel N.V. | Acid thickeners and uses thereof |
| US6148917A (en) | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6398105B2 (en) * | 1999-01-29 | 2002-06-04 | Intermec Ip Corporation | Automatic data collection device that intelligently switches data based on data type |
| US6367548B1 (en) | 1999-03-05 | 2002-04-09 | Bj Services Company | Diversion treatment method |
| US6248699B1 (en) * | 1999-07-29 | 2001-06-19 | Crompton Corporation | Gelling system for hydrocarbon fluids |
| AU5793600A (en) | 1999-09-22 | 2001-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent |
| US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| EP1268976B1 (en) | 2000-04-05 | 2011-10-05 | Sofitech N.V. | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US6762154B2 (en) | 2000-09-21 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
| GB2393722A (en) | 2001-02-13 | 2004-04-07 | Schlumberger Holdings | Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications |
| US6605570B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US7084095B2 (en) | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| US6929070B2 (en) | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| US7119050B2 (en) | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US7115546B2 (en) * | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
| US7303018B2 (en) | 2003-07-22 | 2007-12-04 | Bj Services Company | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid |
| US7081439B2 (en) | 2003-11-13 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the fluid loss properties of viscoelastic surfactant based fluids |
-
2003
- 2003-08-27 US US10/649,055 patent/US7148184B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-28 AR ARP030104409A patent/AR042251A1/es not_active Application Discontinuation
- 2003-12-17 MY MYPI20034845A patent/MY136491A/en unknown
- 2003-12-22 OA OA1200600019A patent/OA13192A/en unknown
- 2003-12-22 WO PCT/IB2003/006126 patent/WO2005008027A1/en not_active Ceased
- 2003-12-22 CN CN201110282979.2A patent/CN102434140B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-22 BR BRPI0318412-9B1A patent/BR0318412B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-12-22 AU AU2003298460A patent/AU2003298460A1/en not_active Abandoned
- 2003-12-22 EA EA200600291A patent/EA009397B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-12-22 CA CA002532750A patent/CA2532750C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-22 MX MXPA06000334A patent/MXPA06000334A/es active IP Right Grant
-
2006
- 2006-01-20 NO NO20060306A patent/NO20060306L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1202754A (en) * | 1967-09-05 | 1970-08-19 | Byron Jackson Inc | Treatment of earth formations |
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| EP1323888A1 (en) * | 1997-06-10 | 2003-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing a subterranean formation |
| US20030054962A1 (en) * | 2001-08-14 | 2003-03-20 | England Kevin W. | Methods for stimulating hydrocarbon production |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| COULTER G. R. ET AL.: "A CONTEMPORARY APPROACH TO MATRIX ACIDIZING," SPE PRODUCTION AND FACILITIES, SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, RICHARDSON, TX, US, vol. 14, no. 2, May 1999 (1999-05), pages 150-158, XP009003125 ISSN: 1064-668X, page 150, column 1, page 153, column 1 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599156C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины |
| RU2599155C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2003298460A1 (en) | 2005-02-04 |
| CN102434140A (zh) | 2012-05-02 |
| NO20060306L (no) | 2006-02-17 |
| WO2005008027A1 (en) | 2005-01-27 |
| OA13192A (en) | 2006-12-13 |
| MY136491A (en) | 2008-10-31 |
| CA2532750A1 (en) | 2005-01-27 |
| AR042251A1 (es) | 2005-06-15 |
| US7148184B2 (en) | 2006-12-12 |
| CN102434140B (zh) | 2014-10-29 |
| US20050020454A1 (en) | 2005-01-27 |
| BR0318412A (pt) | 2006-08-01 |
| BR0318412B1 (pt) | 2013-07-09 |
| CA2532750C (en) | 2009-10-27 |
| MXPA06000334A (es) | 2006-07-03 |
| EA200600291A1 (ru) | 2006-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009397B1 (ru) | Способ кислотной обработки подземной формации | |
| EP1520085B1 (en) | Compositions and methods for treating a subterranean formation | |
| CA2738482C (en) | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid | |
| EP1789650B1 (en) | Methods for controlling fluid loss | |
| US7237608B2 (en) | Self diverting matrix acid | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| US7220709B1 (en) | Process of diverting stimulation fluids | |
| MXPA05000043A (es) | Acido de predescarga de auto desviacion para piedra arenisca. | |
| CN1836090A (zh) | 自转向泡沫系统 | |
| CA2805601C (en) | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid |
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 |