EA011760B1 - Расклинивающий агент для предупреждения отложения плены - Google Patents
Расклинивающий агент для предупреждения отложения плены Download PDFInfo
- Publication number
- EA011760B1 EA011760B1 EA200702405A EA200702405A EA011760B1 EA 011760 B1 EA011760 B1 EA 011760B1 EA 200702405 A EA200702405 A EA 200702405A EA 200702405 A EA200702405 A EA 200702405A EA 011760 B1 EA011760 B1 EA 011760B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- proppant
- fluid
- substrate
- formation
- thickener
- Prior art date
Links
- 230000008021 deposition Effects 0.000 title claims abstract description 14
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 49
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 12
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000004811 fluoropolymer Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000007774 longterm Effects 0.000 claims abstract description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 31
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 31
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 27
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 23
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 19
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 7
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 63
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 44
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract description 13
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract description 13
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 abstract description 8
- 239000005300 metallic glass Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 14
- -1 galactose sugars Chemical class 0.000 description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 11
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 11
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical group [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 4
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 4
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 3
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 229940063013 borate ion Drugs 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 3
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 244000068645 Carya illinoensis Species 0.000 description 2
- 235000009025 Carya illinoensis Nutrition 0.000 description 2
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 2
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 2
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 2
- 239000005337 ground glass Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 2
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 1,3-dihydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=C(O)C=C21 USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 1-hydroxy-2-naphthoic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=CC=C21 SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 2-chlorobenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1Cl IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UPHOPMSGKZNELG-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical class C1=CC=C2C(C(=O)O)=C(O)C=CC2=C1 UPHOPMSGKZNELG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-M 3,4-dichlorobenzoate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=C(Cl)C(Cl)=C1 VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 3-Hydroxy-2-naphthoate Chemical compound C1=CC=C2C=C(O)C(C(=O)O)=CC2=C1 ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1O NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 6-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=C(O)C=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC(O)=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 244000144725 Amygdalus communis Species 0.000 description 1
- 244000205479 Bertholletia excelsa Species 0.000 description 1
- 235000012284 Bertholletia excelsa Nutrition 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000758791 Juglandaceae Species 0.000 description 1
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 1
- 102000010410 Nogo Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010077641 Nogo Proteins Proteins 0.000 description 1
- 241000207836 Olea <angiosperm> Species 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 241000219000 Populus Species 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000018633 Prunus armeniaca Species 0.000 description 1
- 235000009827 Prunus armeniaca Nutrition 0.000 description 1
- BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N Selenium Chemical compound [Se] BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000000370 acceptor Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008045 alkali metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 1
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- LYQFWZFBNBDLEO-UHFFFAOYSA-M caesium bromide Chemical compound [Br-].[Cs+] LYQFWZFBNBDLEO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- URSLCTBXQMKCFE-UHFFFAOYSA-N dihydrogenborate Chemical compound OB(O)[O-] URSLCTBXQMKCFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 1
- 238000004870 electrical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005551 mechanical alloying Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical class C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 125000005498 phthalate group Chemical class 0.000 description 1
- 238000005240 physical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 238000007750 plasma spraying Methods 0.000 description 1
- 235000021018 plums Nutrition 0.000 description 1
- 229920000205 poly(isobutyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- BITYAPCSNKJESK-UHFFFAOYSA-N potassiosodium Chemical compound [Na].[K] BITYAPCSNKJESK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003873 salicylate salts Chemical class 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011669 selenium Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical class [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000003746 solid phase reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 238000007740 vapor deposition Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant 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
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
-
- 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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва пласта подземной формации, заявленный способ включает в себя нагнетание в подземную формацию гидравлической жидкости, содержащей частицы расклинивающего агента, причем указанные частицы состоят из субстрата и пленостойкого вещества, покрывающего субстрат, представляющего собой металлическое стекло, фторполимер или силикат. Указанный способ предотвращает долговременное отложение плены на набивке расклинивающего агента. Изобретение также относится к жидкости для обработки подземного пласта, содержащей загуститель и расклинивающий агент, расклинивающему агенту, частицы которого состоят из субстрата и пленостойкого вещества, покрывающего субстрат и представляющего собой металлическое стекло, фторполимер или силикат, и жидкости для гравийной набивки подземной формации, содержащей указанный расклинивающий агент. Изобретение позволяет увеличить стойкость материалов для обработки подземных формаций к образованию отложений.
Description
Уровень техники изобретения
Изобретение относится к улучшенным материалам для обработки подземных формаций с использованием твердых частиц и других твердых веществ, и в частности к расклинивающим агентам, которые являются стойкими к образованию отложений, а также к содержащим (их) жидкостям и способам их применения.
Подземные формации, продуцирующие углеводороды, пронизанные стволами скважин, часто обрабатывают путем образования гравийных набивок твердых частиц, соседних с подземной формацией, и/или гидравлического разрыва пласта подземной формации и отложения набивок частиц расклинивающего агента в трещинах. В процессе гидравлического разрыва пласта твердые частицы, на которые в данной области техники ссылаются как на расклинивающие агенты или гравий, суспендируют в воде или вязкой жидкости на поверхности и вводят в трещину в стволе скважины, в котором они должны быть помещены при определенной концентрации расклинивающего агента и скорости нагнетания. По мере того, как расклинивающий агент помещают в ствол скважины, несущую жидкость либо возвращают на поверхность через промывочную колонну, либо она просачивается в формацию. Полученные расклиненные трещины служат для поддерживания трещины открытой, так же, как и в качестве фильтра для отделения песка формации и твердых тонких частиц от добытых жидкостей, позволяя добытой жидкости течь в и через ствол скважины.
Часто возникающей проблемой в подземных формациях, пронизанных стволами скважин, являются неорганические отложения. Отложения часто состоят из таких соединений, как сульфат бария, карбонат кальция и подобные, которые отлагаются в стволах или концах скважин, вызывая возникновение проблем во время срока службы месторождения. Хотя имеются средства корректировки отложений с применением специальной обработки, указанные подходы часто запрещены, такие как в случае завершений скважин ниже уровня моря или в случае, когда временная остановка приводит к неприемлемым потерям дохода для производителя или даже если введение корректирующих химикатов затруднительно (то есть достаточно протяженные скважины, множество ответвлений или гидравлические трещины).
Существует необходимость в улучшенных материалах расклинивающих агентов для обработки подземных формаций, которые предупреждают долговременное отложение плены после обработки, и материалы, которые способны достигать этого, будут весьма желательны.
Сущность изобретения
Предложены улучшенные материалы для обработки подземных формаций с использованием твердых частиц и других твердых материалов, и в частности расклинивающих агентов, которые являются пленостойкими, а также содержащие их жидкости и способы их применения. Материалы расклинивающих агентов менее восприимчивы к засорению остаточными веществами в жидкости гидравлического разрыва пласта или жидкости гравийной набивки и поэтому могут обеспечивать улучшенную откачку скважины до получения чистой нефти по сравнению с обычными материалами. Долговременное отложение плены во время получения скважины также может быть улучшено. Материалы расклинивающих агентов согласно изобретению обычно используют совместно с жидкостями-носителями или жидкостями для обработки формации, обычно известными в технике, для помещения в формацию или проходки ствола скважины.
Расклинивающие агенты могут быть образованы субстратом, покрытым веществом, таким как аморфное вещество, которое противостоит отложению минералов и/или соединений, образующих плену. Расклинивающий агент может быть, по существу, образован из вещества, такого как аморфное вещество, которое противостоит отложению плены. Расклинивающий агент может иметь любую подходящую форму, включая, но не ограничивая, сферическую, стержневую, продолговатую, волокнистую и подобные.
Изобретение также включает в себя способы гидравлического разрыва пласта подземной формации, причем способы предусматривают нагнетание гидравлической жидкости в подземную формацию со скоростью и под давлением, достаточными для раскрытия трещины, и нагнетание в трещину жидкости, содержащей материал расклинивающего агента, образованный материалом субстрата и покрытием, противостоящим образованию отложений (плены). Технология гидравлического разрыва пласта подземной формации известна специалистам в данной области техники и заключается в нагнетании расклинивающей жидкости в буровую скважину и проникновении в подземную формацию. Под давлением жидкости, превышающем минимум в месте напряжения породы, таким образом создаются или расширяются трещины в формации. В дополнение к гидравлическому разрыву пласта жидкостью, и расклинивающие агенты изобретения могут быть использованы в операциях гравийной набивки.
Изобретение также включает в себя жидкости, содержащие расклинивающие агенты. Обычно жидкости содержат водную среду, которая может быть основана на пластовой воде, воде, морской воде и/или солевом растворе. Жидкости, применимые в изобретении, могут также содержать загуститель для суспендирования и перемещения расклинивающего агента, где загуститель может быть полимером, который является сшитым или линейным, вязкоэластичным поверхностно-активным веществом, глиной (бентонитом и аттапульгитом) или любой их комбинацией. Некоторыми нелимитирующими примерами подходящих полимеров являются гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, смешанные с сахарами маннозой и галактозой, или гуаровые производные, такие как гидропропилгуар (НРС), карбок
- 1 011760 симетилгуар (СМС) и карбоксиметилгидропропилгуар (СМНРС). Также могут быть использованы производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС) или гидроксипропилцеллюлоза (НРС) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (СМНЕС), либо в сшитой форме, либо без поперечной сшивки в линейной форме. Показано, что в качестве загустителей применимы три биополимера, ксантан, диутан и склероглюкан. Полиакриамидные и полиакрилатные полимеры и сополимеры обычно используют для высокотемпературных применений. Нелимитирующими примерами подходящих вязкоэластичных поверхностно-активных веществ, применимых для загущения некоторых жидкостей, являются катионные поверхностно-активные вещества, анионные поверхностно-активные вещества, цвиттерионные поверхностно-активные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества и их комбинации.
Подробное описание
Описание и примеры представлены исключительно с целью иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления изобретения и не должны подразумевать ограничения рамок и применимости изобретения. Хотя композиции данного изобретения описаны здесь как состоящие из определенных веществ, следует понимать, что композиция может необязательно содержать два или более химически различных веществ. Дополнительно композиция может также содержать ряд компонентов, отличающихся от уже указанных. В сущности изобретения и данном подробном описании каждое числовое значение должно читаться как модифицированное термином примерно (если уже не выражено таким образом модифицированным) и затем прочитано как не модифицированное, если в контексте не указано иначе.
Изобретение относится к улучшенным материалам для обработки подземных формаций с применением твердых частиц и других твердых веществ. В частности, в изобретении предложены улучшенные частицы или материалы расклинивающих агентов, жидкости, содержащие указанные частицы, и способы их использования для обработки подземных формаций. Расклинивающие агенты менее чувствительны к повреждению остаточными материалами в жидкости гидравлического разрыва пласта или гравийной набивки и поэтому имеют тенденцию очищать лучше, чем обычные материалы. Кроме того, может быть улучшено предупреждение долговременного отложения плены во время образования скважины. Материалы расклинивающих агентов согласно изобретению обычно используют вместе с жидкостями-носителями или жидкостями для обработки формации, широко известными в технике для размещения в формации или бурения скважины. Как использовано здесь, термин расклинивающий агент означает любые частицы, расклинивающие агенты, гравийные материалы и подобные, которые могут быть введены в трещину формации.
Понятие пленостойкости, или устойчивости к образованию отложений, означает: 1) вещество, на котором трудно образовать (или кристаллизовать) плену, 2) вещество, которое модифицирует характеристики смачивания и механики жидкости в непосредственно окружающей среде, что уменьшает тенденцию к образованию отложений, или 3) вещество, которое эффективно выталкивает остаток жидкости из трещины.
Некоторые расклинивающие агенты согласно изобретению представляют собой материал субстрата, покрытый веществом, таким как аморфное вещество, которое устойчиво к отложению минералов и/или соединений, образующих плену. Расклинивающий агент может также быть образован, по существу, веществом, таким как аморфное вещество, которое препятствует отложению плены. Расклинивающий агент может иметь любую подходящую форму, включая, но не ограничивая, например, сферическую, прутковую, продольную, волокнистую и подобные. Расклинивающий агент может быть полым или пористым, так что он может иметь низкую или специфическую общую удельную плотность. Может быть использовано любое подходящее покрытие или вещество, которое препятствует отложениям, образующим плену.
Если покрытие используют для образования расклинивающего агента, покрытие может быть нанесено на любой соответствующий материал субстрата, включая, но необязательно ограничивая, керамические, металлические, композиционные (материалы), стекло, силикаты и подобные. В некоторых вариантах осуществления изобретения расклинивающий агент состоит из субстрата с нанесенным покрытием металлического стекла или расклинивающий агент состоит из металлического стекла. Для нанесения покрытия может быть использовано любое подходящее средство, включая такую технологию, как осаждение из паровой или газовой фазы или в плазме, нанесение распылением, термальное нанесение покрытия, нанесение покрытия в шаровой мельнице и подобные.
Материал субстрата может быть инертным к компонентам в подземной формации, например к буровому раствору, и способен выдерживать условия, например температуру и давление, в скважине. Могут быть использованы вместе материалы субстрата, например минералы или комбинации минералов и волокон различных размеров и составов. Материал субстрата предпочтительно по природе монокристалличен или должен быть изготовлен таким образом, чтобы быть более устойчивым к истиранию и, таким образом, повышать способность расклинивающего агента выдерживать пневматическую подачу. В некоторых случаях желательно, чтобы размеры и количество материала субстрата, так же, как тип и количество любого покрытия, были выбраны таким образом, чтобы материал субстрата, скорее, оставался внутри покрытия расклинивающего агента, чем был свободно смешан с частицами расклинивающего агента.
- 2 011760
Удерживание материалов субстрата предупреждает засорения частицами частей, например фильтров, нефтяной или газовой скважины. Более того, закрепление предупреждает высвобождение частиц от снижения коэффициента фильтрации в нефтяной или газовой скважине.
Материалом субстрата может быть один из оксидов кремния (например, кварцевый песок), оксид алюминия, дымящий углерод, углеродная сажа, графит, слюда, силикат, силикат кальция, кальцинированный или некальцинированный каолин, тальк, оксид циркония, бор, алюмосиликатная керамика и стекло. Особенно предпочтителен микрокристаллический оксид кремния. Типичным силикатом для использования в качестве наполнителя является ΝΕΡΗΕΕΙΝΕ 8ΥΕΝΙΤΕ, цельные гранулы алюмосиликата натрия-калия, доступный от Иштш СогрогаДоп, Νονν Сапаап, Сопп.
Размер частиц материала субстрата может быть от примерно 2 до примерно 60 мкм. Обычно частицы материала имеют б50 от примерно 4 до 45 мкм, предпочтительно от примерно 4 до примерно 6 мкм. Параметр 650 определяют как диаметр, для которого 50% массы частиц имеют специфический диаметр частицы.
Если в расклинивающие агенты изобретения вводят волокна, они могут быть любыми из различных типов коммерчески доступных волокон короткой резки. Указанные волокна включают в себя по меньшей мере один член, выбранный из группы, состоящей из размолотых стекловолокон, размолотых керамических волокон, размолотых углеродных волокон, натуральных волокон и синтетических волокон, например сшитых новолачных волокон, имеющих температуру размягчения выше обычной начальной температуры для смешивания со смолой, например по меньшей мере примерно 200°Е, так чтобы они не разлагались, не размягчались или не спекались.
Типичные стекла для волокон включают в себя Е-стекло, 8-стекло и АВ-стекло. Е-стекло представляет собой коммерчески доступный сорт стекловолокон, обычно используемых в электротехнике. 8-стекло используют из-за его прочности. АВ-стекло используют из-за его устойчивости к щелочи. Углеродные волокна представляют собой графитированный углерод. Керамические волокна обычно представляют собой оксид алюминия, порцеллан или другие стекловидные материалы.
Интервал длин волокон составляет от примерно 6 до примерно 3200 мкм (около 1/8 дюйма). Предпочтительный интервал длин волокон составляет от примерно 10 до примерно 1600 мкм. Более предпочтителен интервал длин волокон от примерно 10 до примерно 800 мкм. Обычный интервал длин волокон составляет от примерно 25 до примерно 2000 мкм. Предпочтительно волокна короче, чем наибольшая длина субстрата. Подходящие коммерчески доступные волокна включают в себя размолотые стеклянные волокна длиной от примерно 500 до примерно 2500 мкм; размолотые керамические волокна длиной 25 мкм; размолотые углеродные волокна длиной от 250 до 350 мкм и КЕВЛАР, волокно из ароматического полиамида длиной 12 мкм. Диаметр волокна (или для волокон некругового поперечного сечения гипотетический размер, равный диаметру гипотетического круга, имеющего площадь, равную площади поперечного сечения волокна) находится в интервале от примерно 1 до примерно 20 мкм. Отношение длины к стороне (отношение длины к диаметру) может находиться в интервале от примерно 5 до 175. Волокно может иметь в поперечном сечении круг, овал, квадрат, прямоугольник или другое. Одним из источников волокон прямоугольного поперечного сечения может быть рубленый листовой материал. Указанный рубленый листовой материал может иметь длину и прямоугольное поперечное сечение. Прямоугольное поперечное сечение имеет пару более коротких сторон и пару относительно более длинных сторон. Отношение длин более короткой стороны к более длинной стороне обычно составляет примерно 1:2-10. Волокна могут быть прямыми, гофрированными, витыми или комбинированными.
В некоторых вариантах осуществления изобретения при получении некоторых расклинивающих агентов применимы, в частности, металлические стекла. Хотя варианты осуществления изобретения не связаны с любой частностью любой теории или механизмами операции, в случае материалов из металлического стекла, металлические стекла имеют весьма уникальные механические и химические свойства, возможно вызванные аморфными характеристиками на молекулярном уровне, отсутствием кристаллической структуры, границ зерен или дислокации. Указанные характеристики могут придавать коррозионную стойкость, в отличие от кристаллических аналогов, и часто дают отличные характеристики эрозии и износа. Кроме того, аморфная поверхность металлического стекла не может создавать участки зарождения кристалла для инициирования и роста минералов или соединений, образующих плену. Дополнительно к свойственным им химическим свойствам и стойкости к коррозии некоторые металлические стекла демонстрируют незаурядные механические свойства, такие как стойкость к износу и эрозии, что также благоприятно для применения при освоении скважины.
Некоторые материалы из металлического стекла, использованные в некоторых вариантах осуществления изобретения, известны как аморфные металлы. Указанные материалы из металлических стекол могут быть структурно аморфными металлами (8АМ), которые могут быть первоначально определены как объемные структурно металлические материалы, микроструктура которых, в отличие от обычных металлов, является в твердом состоянии некристаллической, аморфной или стекловидной. Кроме того, в первоначальное определение 8АМ включены металлические материалы, кристаллические микроструктуры которых образованы из аморфного или стекловидного состояния или синтезированы/произведены из аморфного металла и которые проявляют комбинации кристаллических и аморфных микроструктур
- 3 011760 ных характеристик. Указанные материалы из металлических стекол могут отличаться от традиционных металлов тем, что они имеют некристаллическую структуру и обладают уникальными физическими и магнитными свойствами, соединяя прочность и твердость с гибкостью и ударной вязкостью. Металлическое стекло может быть сплавом или чистым металлом со структурой, неупорядоченной на атомарном уровне. В противоположность большинству металлов, которые являются кристаллическими и поэтому имеют высокоупорядоченное расположение атомов, структурно-аморфные металлы являются некристаллическими. Материалы, в которых указанные неупорядоченные структуры образуются непосредственно из жидкого состояния во время охлаждения, называют стеклами и поэтому структурно-аморфные металлы обычно называют металлическими стеклами или стекловидными металлами. Существует несколько других путей, по которым могут быть получены структурно-аморфные металлы, в том числе физическое осаждение из паровой или газовой фазы, реакция в твердой фазе, облучение ионами и механическое сплавление. Применимое свойство структурно-аморфных металлов состоит в том, что они размягчаются и текут при нагревании. Это позволяет производить обработку, такую как литье под давлением, во многом таким же путем, как в случае полимеров. Некоторыми нелимитирующими примерами материалов, использованными для образования структурно-аморфных металлов, являются бор, графит, железо, селен, кремний, золото, вольфрам, титан, их любые смеси и подобные.
В некоторых вариантах осуществления расклинивающий агент может быть изготовлен, по существу, из металлического стекла. Кроме того, металлические стекла могут быть использованы в качестве материалов, покрывающих другие субстраты. В случае использования в качестве покрытия металлическое стекло может быть использовано, например, в плазменно-распылительном процессе.
В других вариантах осуществления изобретения расклинивающие агенты используют другие материалы для предупреждения отложения плены, образующейся в расклинивающем агенте или гравийных набивках. Например, для покрытия субстратов могут быть использованы химически стойкие вещества, такие как фторполимеры (например, ТеДоп®, Купаг®) или другие химически стойкие фторированные органические вещества.
Расклинивающие агенты согласно изобретению могут быть использованы как часть операции гидравлического разрыва пласта или как водоотдающий закладочный материал в гравийной набивке за фильтром. Расклинивающие агенты согласно изобретению могут давать исключительную стойкость к коррозии, так же, как противостоять повреждению минералами, образующими плену. Материалы, устойчивые к плене, использованные для покрытых расклинивающих агентов согласно изобретению, могут также быть эффективны для предупреждения отложения плены на скважинных инструментах, вентилях, фильтрах и подобном.
Некоторые варианты осуществления изобретения представляют собой способы гидравлического разрыва пласта подземной формации, способы, предусматривающие нагнетание гидравлической жидкости в подземную формацию со скоростью и под давлением, достаточными для открывания в них трещины, и нагнетание в трещину жидкости, содержащей материал расклинивающего агента, образованный материалом субстрата и устойчивым к пленообразованию покрытием материала субстрата. Технология гидравлического разрыва пласта подземной формации известна специалистам в данной области техники и включает в себя нагнетание рабочей жидкости в буровую скважину (в том числе) и из подземной формации. Давление жидкости выше минимума в месте напряжения горной породы, что приводит к созданию или расширению трещины в формации. См. 8йти1а1юп Епдшеегтд НапбЬоок, 1ойи ^. Е1у, Репптее11 РиЫкйшд Со., Тика, Ок1а. (1994), патент США № 5551516 (Яогта1 и др.), 0НПе1Н Аррйсабопк, Епсус1ореб1а о! Ро1утег 8с1епсе апб Епдшееппд, том 10, стр. 328-366 (1ойп \УПеу & 8оп§, 1пс. Уогк, №те Уогк, 1987).
В большинстве случаев гидравлический разрыв пласта состоит в нагнетании не содержащей расклинивающего агента вязкой жидкости или набивки, обычно воды с некоторыми жидкими добавками для генерирования высокой вязкости, в скважину быстрее, чем жидкость может вытекать в формацию, так что давление повышается и горная порода разрушается, создавая искусственные трещины и/или расширяя существующие трещины. Затем к жидкости прибавляют расклинивающие агенты для образования суспензии, которую нагнетают в трещину для предупреждения ее смыкания в случае ослабления давления на выходе из насоса. Суспензия расклинивающего агента и способность перемещения основной рабочей жидкости традиционно зависят от типа добавленного загустителя.
Будучи использован в операциях гидравлического разрыва пласта, расклинивающий агент может быть применен как единственный расклинивающий агент в 100% набивки расклинивающего агента (в гидравлическом разрыве пласта) или как часть замещения существующих коммерчески доступных расклинивающих агентов на основе керамики и/или песка, покрытых и/или не покрытых смолой, или как их смеси, например частицы смеси содержат от 10 до 50 мас.% расклинивающего агента, закачанного в скважину. Расклинивающие агенты могут также быть использованы в качестве единственной среды в 100% фильтровальной набивки или смешанными с другой фильтровальной средой. Кроме того, расклинивающий агент может быть использован в качестве смесей, где покрытые расклинивающие агенты тщательно и основательно смешаны с обычными или другими расклинивающими агентами, или расклинивающий агент может быть использован в качестве хвоста, где покрытый расклинивающий агент заклинивают в конце обработки для защиты наиболее чувствительной области вблизи ствола скважины от
- 4 011760 плены, или даже расклинивающий агент может быть использован в специфической технологии размещения, где расклинивающий агент может быть проложен в скважине способами отложения или водного разлива.
Если расклинивающий агент согласно изобретению используют для операций гравийной набивки, частицы расклинивающего агента должны иметь стандартные размеры частиц, известные для гравия, применяемого для гравийной набивки. Гравийная набивка обычно может содержать от примерно 5 до примерно 50 мас.% расклинивающего агента.
Дополнительно к операциям гидравлического разрыва пласта и гравийной набивки расклинивающие агенты могут быть использованы для модифицирования проницаемости подземных формаций, борьбы с поступлением песка (в скважину), размещения химической пробки для разъединения зон или для поддержки операции разъединения и подобного.
Расклинивающие агенты согласно изобретению могут также быть использованы в сочетании с другими обычно применяемыми расклинивающими материалами, которые, по существу, нерастворимы в жидкостях формации. Частицы расклинивающего агента, внесенные при обработке жидкости, остаются в образованной трещине, таким образом, раскрывая трещину, если давление гидравлического разрыва пласта ослабляют и скважину вводят в эксплуатацию. Подходящими расклинивающими материалами являются, но не ограничивают, песок, скорлупа грецких орехов, спекшиеся бокситы, стеклянные шарики, керамические материалы, материалы природного происхождения или подобные материалы. Также с успехом могут быть использованы смеси расклинивающих агентов. Если используют песок, обычно размер песчинок равен от примерно 20 до примерно 100 стандартных меш США. Материалы природного происхождения могут представлять собой неизвлеченные или необработанные материалы природного происхождения, так же, как и материалы на основе материалов природного происхождения, которые были обработаны и/или извлечены. Подходящие примеры частиц материалов природного происхождения для использования в качестве расклинивающих агентов включают в себя, но необязательно ограничивая, молотую или раскрошенную скорлупу орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех-пекан, миндаль, спелые семена южно-американской пальмы (1уоту ии1), бразильский орех и т.д.; молотые или раскрошенные оболочки семян (включая фруктовые косточки) фруктов, таких как слива, оливки, вишня, абрикосы и т.д.; молотые или раскрошенные оболочки семян других растений, таких как кукуруза (например, кукурузные початки или кукурузные зерна) и т.д.; обработанные древесные материалы, такие как извлеченные из древесины, такой как дубовая древесина, древесина пекана, древесина грецкого ореха, древесина тополя, красное дерево и т.д., включая такую древесину, которая обработана путем дефибрирования, рубкой или другими способами расчленения, обработки и т.д. Дополнительная информация об орехах и их композициях может быть найдена в Энциклопедии химической технологии, изданной Каушоий Е. К1гк и Эоиа1й Р. ОЙипсг. третье издание, 1ойи Айсу & §ои8, том 16, стр. 248-273 (заголовок N^8), СоршдЫ 1981.
Концентрация расклинивающего агента в жидкости может быть любой концентрацией, известной в технике, и предпочтительно находится в интервале от примерно 0,05 до примерно 3 кг расклинивающего агента, прибавленного на литр композиции, предпочтительно от примерно 0,05 до примерно 2 кг расклинивающего агента, прибавленного на литр композиции, более предпочтительно от примерно 0,07 до примерно 2 кг расклинивающего агента, прибавленного на литр композиции, и даже более предпочтительно от примерно 0,07 до примерно 1,5 кг расклинивающего агента, прибавленного на литр композиции. Кроме того, любые частицы расклинивающего агента могут быть дополнительно покрыты смолой для потенциального улучшения прочности, способности к кластерообразованию реологических свойств расклинивающего агента.
Жидкости, включающие в себя расклинивающие агенты и используемые согласно изобретению, могут содержать водную среду, которая, по меньшей мере, частично основана на пластовой воде. Водная среда может также содержать воду, морскую воду или соляной раствор. В тех вариантах осуществления изобретения, в которых водная среда представляет собой соляной раствор, соляной раствор представляет собой воду, содержащую неорганическую соль или органическую соль. Предпочтительными неорганическими солями являются галогениды щелочных металлов, более предпочтительно хлорид калия. Фаза соляного раствора может также содержать органическую соль, более предпочтительно формиат натрия или калия. Предпочтительными неорганическими двухвалентными солями (солями двухвалентных металлов) являются галогениды кальция, более предпочтительно хлорид кальция или бромид кальция. Также могут быть использованы бромид натрия, бромид калия или бромид цезия. Соль выбирают из соображений совместимости, то есть когда буровой раствор пласта использует определенную фазу солевого раствора, то и фазу жидкого солевого раствора при заканчивании скважины и откачке скважины до получения сырой нефти выбирают такой, чтобы она имела такую же фазу солевого раствора.
Жидкости, применимые в изобретении, включают в себя загуститель для суспендирования и перемещения расклинивающего агента, где загустителем может быть полимер, который является либо сшитым, либо линейным, вязкоэластичным поверхностно-активным веществом, глиной (бентонитом или аттапульгитом) или любой их комбинацией. Для гидравлического разрыва пласта, или гравийной набивки, или их комбинации водные жидкости для набивки или для образования глинистого бурового раство
- 5 011760 ра обычно являются загущенными. Вязкоэластичные поверхностно-активные вещества (УЕ8'5) образуют мицеллы соответствующих размеров и форм, которые повышают вязкость водной жидкости. Для повышения вязкости или для целей, например, уменьшения трения могут быть использованы небольшие количества полимеров. С УЕ8 могут также быть использованы прерыватели.
Примеры подходящих полимеров для использования в качестве загустителей в жидкостях, и/или использованных согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, включают в себя, но необязательно ограничивая, гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, составленные из сахаров маннозы и галактозы, или гуаровые производные, такие как гидропропилгуар (НРС), карбоксиметилгуар (СМС), карбоксиметилгидропропилгуар (СМНРС). Могут также быть использованы производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС) или гидроксипропилцеллюлоза (НРС) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (СМНЕС) либо в сшитой форме, либо в линейной форме без поперечных сшивок. Показано, что в качестве загустителей применимы также три биополимера, ксантан, диутан и склероглюкан. Полиакриламидные и полиакрилатные полимеры и сополимеры обычно используют для высокотемпературных применений. Из указанных загустителей широко применимы гуар, гидроксипропилгуар и карбоксиметилгидроксиэтилгуар. Во многих случаях полимерные загустители сшиты подходящим сшивающим агентом. Подходящие сшивающие агенты для полимерных загустителей могут состоять из химических соединений, содержащих ион, такой как, но необязательно ограничивая, хром, железо, бор, титан и цирконий. Особенно подходящим сшивающим агентом является борат-ион. Если полимер вводят в жидкости, использованные в вариантах осуществления изобретения, количество полимера может находиться в интервале от примерно 0,01 до примерно 1,00% и предпочтительно от примерно 0,10 до примерно 0,40% в расчете на общую массу жидкости.
В качестве загустителя в жидкостях в некоторых вариантах осуществления изобретения может быть использовано вязкоэластичное поверхностно-активное вещество (УЕ8). УЕ8 может быть выбрано из группы, состоящей из катионных, анионных, цвиттерионных, амфотерных, неионных ПАВ и их комбинаций, таких как указаны в патентах США 6435277 (Он и др.) и 6703352 (Эайауапаке и др.). Поверхностно-активные вещества, будучи использованы индивидуально или в комбинации, способны к образованию мицелл, которые образуют структуру в водной окружающей среде, которая способствует повышению вязкости жидкости (также обозначаемых как загущающие мицеллы). Указанные жидкости обычно получают смешением соответствующих количеств УЕ8, подходящих для достижения желаемой вязкости. Вязкость УЕ8-жидкостей может быть определена тремя пространственными структурами, образованными компонентами в жидкости. Если концентрация поверхностно-активных веществ в вязкоэластичной жидкости значительно превышает критическую концентрацию, и в большинстве случаев в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества слипаются в образования, такие как мицеллы, которые способны взаимодействовать с образованием сетки, проявляющей вязкие и эластичные свойства.
Если в жидкости, использованные в вариантах осуществления изобретения, вводят УЕ8, количество УЕ8 может находиться в интервале от примерно 0,2 до примерно 15 мас.%, предпочтительно от примерно 0,5 до примерно 15 мас.%, более предпочтительно от примерно 0,5 до примерно 15 мас.% от общей массы жидкости. Особенно применимым УЕ8 является хлорид эруцил-бис-(2-гидроксиэтил)метиламмония.
Жидкости, использованные согласно изобретению, могут дополнительно содержать один или более компонентов из группы органических кислот, солей органических кислот и неорганических солей. Смеси вышеуказанных компонентов специфически рассматривают как попадающие в рамки изобретения. Указанные компоненты обычно присутствуют лишь в незначительных количествах (например, менее примерно 30% от массы жидкой фазы).
Органическая кислота обычно представляет собой сульфокислоту или карбоновую кислоту, и соли с анионными противоионами органической кислоты обычно представляют собой сульфонаты или карбоксилаты. Представители указанных органических молекул включают в себя различные ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как паратолуолсульфонаты, нафталинсульфонаты, хлорбензойная кислота, салициловая кислота, фталевая кислота и подобные, где указанные противоионы являются водорастворимыми. Наиболее предпочтительны салицилаты, фталаты, паратолуолсульфонаты, гидроксинафталинкарбоксилаты, например 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, предпочтительно 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота, 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота и 3,4-дихлорбензоат.
Неорганическими солями, которые особенно применимы, являются, но не ограничиваются, водорастворимые соли калия, натрия и аммония, такие как хлорид калия и хлорид аммония. Дополнительно могут также быть использованы соли хлорид кальция, бромид кальция и галогениды цинка. Неорганические соли могут помогать развитию повышенной вязкости, что характерно для предпочтительных жидкостей. Дополнительно неорганическая соль может способствовать поддержанию стабильности геологической формации, которую подвергают действию жидкости. Стабильности формации, и в частности стабильности глины (путем ингибирования гидратации глины), достигают при уровне концентрации в несколько процентов по массе, и, поскольку плотность жидкости значительно не меняется из-за присутст
- 6 011760 вия неорганической соли, и если плотность жидкости не рассматривают как важную, с этой точки зрения, могут быть использованы более тяжелые неорганические соли.
В жидкости, применимые согласно изобретению, могут также быть введены смазки. Может быть использована любая смазка. Кроме того, могут быть использованы полимеры, такие как полиакриламид, полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат и полиизобутилен, так же, как водорастворимые смазки, такие как гуаровая смола, полиакриламид и полиэтиленоксид. Обнаружено также, что эффективны коммерческие понижающие сопротивление химикаты, такие как продающиеся Сопосо 1пс. под торговой маркой СОК., как описано в патенте США №3 692676, или смазки, такие как продающиеся СНстбпк под торговой маркой РЬО 1003, 1004, 1005 & 1008. Указанные полимерные объекты, добавленные в качестве понизителей трения или присадок, понижающих температурную зависимость вязкости, могут также действовать как отличные понизители водоотдачи, уменьшающие или даже устраняющие необходимость в обычных понизителях водоотдачи.
В изобретении могут также быть использованы разжижители. Цель указанного компонента состоит в разрушении или уменьшении вязкости жидкости так, чтобы указанная жидкость легче извлекалась из формации во время очистки (скважины). Что касается понижения вязкости, могут быть использованы окислители, ферменты или кислоты. Разжижители уменьшают молекулярный вес полимера действием кислоты, окислителя, фермента или их комбинации на сам полимер. В случае гелей, сшитых боратом, повышение рН и, следовательно, повышение эффективной концентрации активного агента поперечной сшивки, борат-аниона, обратимо создает боратные поперечные связи.
Понижение рН может как раз легко элиминировать связи борат/полимер. При рН около 8 борат-ион существует и способен к поперечной сшивке и вызывает гелеобразование. При более низком рН борат крепко связан водородом и не способен к поперечной сшивке, таким образом, гелеобразование, вызванное борат-ионом, обратимо. В качестве разжижителя может также быть использована лимонная кислота, как описано в опубликованной патентной заявке США 2002/0004464 (Иекоп и др.), опубликованной 10 января 2002.
Способы и жидкости изобретения дополнительно могут быть использованы с содержанием других добавок и химикатов, которые известны специалистам как широко применимые на нефтяных промыслах. Они включают в себя, но не обязательно ограничивая, материалы, такие как поверхностно-активные вещества, в добавление к вышеупомянутым, вспомогательные агенты разъединения, акцепторы кислорода, спирты, ингибиторы плены, ингибиторы коррозии, понизители водоотдачи, бактерициды и подобные. Кроме того, они могут включать в себя окислители, такие как персульфат аммония и бромат натрия, и биоциды, такие как 2,2-дибром-3-нитрилопропионамин. Кроме того, могут быть использованы противокоррозионные технологии, такие как 8са1еРКАС, 8са1еРК.ОР, и различные химические обработки ингибиторами коррозии.
Конкретные описанные выше варианты осуществления только иллюстрируют, как изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике в различных, но эквивалентных способах, очевидных специалистам в данной области, имеющим преимущества в их обучении. Более того, не показаны ограничения в деталях конструкции или изображении, отличающихся от описанных в формуле изобретения ниже. Поэтому очевидно, что конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы и все указанные вариации рассматриваются в рамках и духе изобретения. Соответственно, искомая защита изложена здесь в формуле изобретения ниже.
Claims (13)
1. Способ гидравлического разрыва пласта подземной формации, заключающийся в том, что в подземную формацию нагнетают гидравлическую жидкость со скоростью и под давлением, достаточными для раскрытия в ней трещины, и нагнетают в трещину жидкость, содержащую расклинивающий агент, частицы которого состоят из субстрата и пленостойкого вещества, покрывающего субстрат, где пленостойкое вещество представляет собой металлическое стекло, фторполимер или силикат, что предотвращает долговременное отложение плены на набивке расклинивающего агента при работе скважины.
2. Способ по п.1, в котором жидкость содержит загуститель.
3. Способ по п.2, в котором загуститель представляет собой вязкоэластичное поверхностноактивное вещество.
4. Способ по п.2, в котором загуститель представляет собой полимер.
5. Способ по п.2, в котором жидкость дополнительно содержит поперечно-сшивающий агент.
6. Жидкость для обработки подземной формации, содержащая загуститель и расклинивающий агент, в которой частицы расклинивающего агента состоят из субстрата и пленостойкого вещества, покрывающего субстрат, где пленостойкое вещество представляет собой металлическое стекло, фторполимер или силикат.
7. Жидкость по п.6, в которой загуститель представляет собой вязкоэластичное поверхностноактивное вещество.
8. Жидкость по п.6 или 7, в которой загуститель представляет собой полимер.
- 7 011760
9. Жидкость по любому из пп.6-8, в которой жидкость дополнительно содержит поперечносшивающий агент.
10. Расклинивающий агент, частицы которого состоят из субстрата и пленостойкого вещества, покрывающего субстрат, где пленостойкое вещество представляет собой металлическое стекло, фторполимер или силикат.
11. Расклинивающий агент по п.10, который имеет прутковую, продолговатую, волокнистую форму или их смеси.
12. Жидкость для обработки подземной формации, содержащая расклинивающий агент по любому из пп.10, 11.
13. Жидкость для гравийной набивки подземной формации, содержащая расклинивающий агент по любому из пп.10, 11.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US68696005P | 2005-06-02 | 2005-06-02 | |
| US11/419,596 US20060272816A1 (en) | 2005-06-02 | 2006-05-22 | Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition |
| PCT/IB2006/051687 WO2006129258A1 (en) | 2005-06-02 | 2006-05-26 | Proppants useful for prevention of scale deposition |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200702405A1 EA200702405A1 (ru) | 2008-02-28 |
| EA011760B1 true EA011760B1 (ru) | 2009-06-30 |
Family
ID=36956097
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200702405A EA011760B1 (ru) | 2005-06-02 | 2006-05-26 | Расклинивающий агент для предупреждения отложения плены |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20060272816A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0611359A2 (ru) |
| CA (1) | CA2609061A1 (ru) |
| EA (1) | EA011760B1 (ru) |
| GB (1) | GB2440082B (ru) |
| NO (1) | NO20075703L (ru) |
| WO (1) | WO2006129258A1 (ru) |
Families Citing this family (59)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070181302A1 (en) * | 2004-12-30 | 2007-08-09 | Sun Drilling Products Corporation | Method for the fracture stimulation of a subterranean formation having a wellbore by using thermoset polymer nanocomposite particles as proppants, where said particles are prepared by using formulations containing reactive ingredients obtained or derived from renewable feedstocks |
| WO2006084236A1 (en) | 2005-02-04 | 2006-08-10 | Oxane Materials, Inc. | A composition and method for making a proppant |
| US7867613B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-01-11 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
| US7491444B2 (en) | 2005-02-04 | 2009-02-17 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
| US8012533B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-09-06 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
| US7967068B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
| DE102005045180B4 (de) | 2005-09-21 | 2007-11-15 | Center For Abrasives And Refractories Research & Development C.A.R.R.D. Gmbh | Kugelförmige Korundkörner auf Basis von geschmolzenem Aluminiumoxid sowie ein Verfahren zu ihrer Herstellung |
| US8114820B2 (en) * | 2006-06-22 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for controlling fluid loss |
| WO2008014202A2 (en) * | 2006-07-27 | 2008-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low moelvular weight water- soluble polymers |
| US8562900B2 (en) * | 2006-09-01 | 2013-10-22 | Imerys | Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives |
| US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US7879770B2 (en) | 2006-09-18 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids |
| US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US8067342B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids |
| US20080179057A1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-07-31 | Bj Services Company | Well Treating Agents of Metallic Spheres and Methods of Using the Same |
| US9145510B2 (en) * | 2007-05-30 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids |
| US20080300153A1 (en) * | 2007-05-30 | 2008-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Use of Nano-Sized Clay Minerals in Viscoelastic Surfactant Fluids |
| CA2725317C (en) * | 2008-06-02 | 2016-06-07 | World Minerals, Inc. | Methods for prevention and reduction of scale formation |
| GB2463115B (en) * | 2008-09-08 | 2013-04-10 | Schlumberger Holdings | Assemblies for the purification of a reservoir or process fluid |
| US8881811B2 (en) * | 2008-10-10 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives to suppress silica scale build-up and methods of use thereof |
| US8119576B2 (en) * | 2008-10-10 | 2012-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ceramic coated particulates |
| US9034805B2 (en) * | 2009-06-05 | 2015-05-19 | Kroff Chemical Company | Fluid treatment systems, compositions and methods for metal ion stabilization in aqueous solutions |
| US8193128B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-06-05 | The Penn State Research Foundation | Treatment of particles for improved performance as proppants |
| CA2688202C (en) * | 2009-12-11 | 2012-11-13 | Bj Services Company | Viscoelastic fluids containing hydroxyethyl cellulose |
| AU2010333894B2 (en) | 2009-12-22 | 2014-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc | A proppant having a glass-ceramic material |
| RU2447126C2 (ru) * | 2010-03-17 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "НОРМИН" | Проппант и способ его получения |
| US8669213B2 (en) * | 2010-03-31 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of servicing a wellbore with an aqueous gel containing a friction reducer |
| US10822536B2 (en) | 2010-07-19 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well |
| US9029300B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Composites for controlled release of well treatment agents |
| US9976070B2 (en) | 2010-07-19 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations |
| US8252266B2 (en) * | 2010-08-09 | 2012-08-28 | Nalco Company | Recovery of alumina trihydrate during the bayer process using scleroglucan |
| US20120111567A1 (en) * | 2010-11-09 | 2012-05-10 | Lijun Lin | Formate salts for increased stability of polyacrylamide fluids |
| US9670400B2 (en) | 2011-03-11 | 2017-06-06 | Carbo Ceramics Inc. | Proppant particles formed from slurry droplets and methods of use |
| US10081762B2 (en) | 2013-09-17 | 2018-09-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment methods and fluids containing synthetic polymer |
| AU2014321305B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-11-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
| BR112016005706B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método para inibir entupimento causado por contaminantes |
| MX2016002656A (es) | 2013-09-20 | 2016-06-06 | Baker Hughes Inc | Materiales compuestos para uso en operaciones de estimulacion y control de arena. |
| CA2920687C (en) | 2013-09-20 | 2018-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
| WO2015042490A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
| US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
| CN106715639A (zh) | 2014-07-23 | 2017-05-24 | 贝克休斯公司 | 包含粘附到涂有金属氧化物的芯的煅烧过的基底上的井处理剂和/或示踪剂的复合材料以及该复合材料的使用方法 |
| US9656237B2 (en) | 2014-07-31 | 2017-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites |
| US11008523B2 (en) * | 2014-10-17 | 2021-05-18 | Cameron International Corporation | Chemical inhibitors with sub-micron materials as additives for enhanced flow assurance |
| EA034219B1 (ru) * | 2014-12-05 | 2020-01-17 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Проппант, включающий в себя покрытие на основе агента для обработки нефтяной скважины |
| US10427950B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-10-01 | Ecolab Usa Inc. | Recovery of mining processing product using boronic acid-containing polymers |
| US10641083B2 (en) | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
| US10413966B2 (en) | 2016-06-20 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same |
| US10435625B2 (en) * | 2016-12-20 | 2019-10-08 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Resin coated proppant particle and method of making the same |
| US12060523B2 (en) | 2017-07-13 | 2024-08-13 | Baker Hughes Holdings Llc | Method of introducing oil-soluble well treatment agent into a well or subterranean formation |
| US11254861B2 (en) | 2017-07-13 | 2022-02-22 | Baker Hughes Holdings Llc | Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same |
| CA3079526C (en) | 2017-11-03 | 2022-06-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
| US11274243B2 (en) | 2018-06-08 | 2022-03-15 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| US11746282B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-09-05 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| US12054669B2 (en) | 2018-06-08 | 2024-08-06 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof |
| US20200056088A1 (en) * | 2018-08-19 | 2020-02-20 | Veldman Consulting Corporation | Surfactant product, manufacturing method and use thereof in oil and gas well operations |
| CN111382486B (zh) * | 2018-12-27 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于稳定指数预测co2气驱井筒结垢趋势的方法 |
| CN111441748B (zh) * | 2018-12-27 | 2022-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种预测co2气驱油气井井筒结垢趋势的方法 |
| US10961444B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation |
| CN111621284A (zh) * | 2020-06-05 | 2020-09-04 | 西南石油大学 | 一种控水阻垢的覆膜支撑剂及其制备方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4670166A (en) * | 1985-02-27 | 1987-06-02 | Exxon Chemical Patents Inc. | Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid |
| CN1188081A (zh) * | 1997-01-16 | 1998-07-22 | 博山社会福利被膜剂厂 | 硅酸盐被膜缓蚀阻垢剂 |
| WO1999054592A1 (en) * | 1998-04-22 | 1999-10-28 | Aea Technology Plc | Well treatment for water restriction |
| US20020169085A1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-14 | Miller Matthew J. | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3376930A (en) * | 1966-05-20 | 1968-04-09 | Exxon Production Research Co | Method for fracturing subterranean formations |
| US3782469A (en) * | 1972-05-25 | 1974-01-01 | Cities Service Oil Co | Formation and wellbore scale prevention |
| US4439489A (en) * | 1982-02-16 | 1984-03-27 | Acme Resin Corporation | Particles covered with a cured infusible thermoset film and process for their production |
| US4567111A (en) * | 1982-11-04 | 1986-01-28 | Uop Inc. | Conductive pigment-coated surfaces |
| US4493875A (en) * | 1983-12-09 | 1985-01-15 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Proppant for well fractures and method of making same |
| US4654266A (en) * | 1985-12-24 | 1987-03-31 | Kachnik Joseph L | Durable, high-strength proppant and method for forming same |
| US4731347A (en) * | 1986-03-21 | 1988-03-15 | Solar Turbines Incorporated | Glass frit composition |
| US5224543A (en) * | 1991-08-30 | 1993-07-06 | Union Oil Company Of California | Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up |
| US5425994A (en) * | 1992-08-04 | 1995-06-20 | Technisand, Inc. | Resin coated particulates comprissing a formaldehyde source-metal compound (FS-MC) complex |
| US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| GB9503949D0 (en) * | 1995-02-28 | 1995-04-19 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| US6528157B1 (en) * | 1995-11-01 | 2003-03-04 | Borden Chemical, Inc. | Proppants with fiber reinforced resin coatings |
| US7426961B2 (en) * | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
| US6035936A (en) * | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| ID25832A (id) * | 1998-07-22 | 2000-11-09 | Borden Chem Inc | Cara komposisi proppan, cara komposisi media filtrasi dan metoda pembuatan dan penggunaannya |
| US6253851B1 (en) * | 1999-09-20 | 2001-07-03 | Marathon Oil Company | Method of completing a well |
| DE60120553T2 (de) * | 2000-04-28 | 2007-06-06 | Ricoh Co., Ltd. | Toner, externes Additiv, und Bilderzeugungsverfahren |
| US6866099B2 (en) * | 2003-02-12 | 2005-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| US20040209780A1 (en) * | 2003-04-18 | 2004-10-21 | Harris Phillip C. | Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same |
| BRPI0509899A (pt) * | 2004-04-12 | 2007-10-09 | Carbo Ceramics Inc | revestimento e/ou tratamento de materiais de sustentação de fraturamento hidráulico para melhorar a umectabilidade, lubrificação do material de sustentação, e/ou para reduzir o dano por fluidos de fraturamento e fluidos de reservatório |
| DK1797281T3 (da) * | 2004-10-04 | 2014-02-10 | Momentive Specialty Chemicals Res Belgium | Fremgangsmåde til at estimere et bruds geometri, såvel som sammensætninger og artikler anvendt dertil |
| US8012533B2 (en) * | 2005-02-04 | 2011-09-06 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
| CA2599977C (en) * | 2005-03-07 | 2011-01-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of coated proppant to minimize abrasive erosion in high rate fracturing operations |
-
2006
- 2006-05-22 US US11/419,596 patent/US20060272816A1/en not_active Abandoned
- 2006-05-26 GB GB0721643A patent/GB2440082B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-05-26 BR BRPI0611359-1A patent/BRPI0611359A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-05-26 WO PCT/IB2006/051687 patent/WO2006129258A1/en active Application Filing
- 2006-05-26 EA EA200702405A patent/EA011760B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-05-26 CA CA002609061A patent/CA2609061A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-11-08 NO NO20075703A patent/NO20075703L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4670166A (en) * | 1985-02-27 | 1987-06-02 | Exxon Chemical Patents Inc. | Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid |
| CN1188081A (zh) * | 1997-01-16 | 1998-07-22 | 博山社会福利被膜剂厂 | 硅酸盐被膜缓蚀阻垢剂 |
| WO1999054592A1 (en) * | 1998-04-22 | 1999-10-28 | Aea Technology Plc | Well treatment for water restriction |
| US20020169085A1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-14 | Miller Matthew J. | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| DATABASE WPI Week 200272, Derwent Publications Ltd., London, GB; AN 2002-667781, XP002399729 & CN 1 188 081 A (BOSHAN SOCIAL WELFARE COATING AGENT FACT), 22 July 1998 (1998-07-22), abstract * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200702405A1 (ru) | 2008-02-28 |
| BRPI0611359A2 (pt) | 2010-08-31 |
| GB0721643D0 (en) | 2007-12-12 |
| GB2440082A (en) | 2008-01-16 |
| US20060272816A1 (en) | 2006-12-07 |
| GB2440082B (en) | 2010-11-10 |
| WO2006129258A1 (en) | 2006-12-07 |
| CA2609061A1 (en) | 2006-12-07 |
| NO20075703L (no) | 2007-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011760B1 (ru) | Расклинивающий агент для предупреждения отложения плены | |
| CA2576418C (en) | Fiber laden energized fluids and methods of use thereof | |
| EP1977080B1 (en) | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing | |
| US7632787B2 (en) | Low damage treatment fluids and methods of using the same | |
| US8916507B2 (en) | Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof | |
| CA2564458C (en) | Well drilling fluids having clay control properties | |
| US7857055B2 (en) | High temperature fracturing fluids and method of use | |
| CA2656205C (en) | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing | |
| US7531483B2 (en) | Energized fluids and methods of use thereof | |
| CA2625450C (en) | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers | |
| US7833949B2 (en) | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation | |
| US20060073980A1 (en) | Well treating composition containing relatively lightweight proppant and acid | |
| US20080194431A1 (en) | Crosslinked Polymer Solutions and Methods of Use | |
| US8367589B2 (en) | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation | |
| US20080119375A1 (en) | Particulate Silver Biocides and Methods for Biocide use in Fracturing Fluids |
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 AZ BY KZ 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): RU |