RU2014114989A - Многостадийные способы и композиции для десенсибилизации поверхностей подземных пластов - Google Patents
Многостадийные способы и композиции для десенсибилизации поверхностей подземных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014114989A RU2014114989A RU2014114989/03A RU2014114989A RU2014114989A RU 2014114989 A RU2014114989 A RU 2014114989A RU 2014114989/03 A RU2014114989/03 A RU 2014114989/03A RU 2014114989 A RU2014114989 A RU 2014114989A RU 2014114989 A RU2014114989 A RU 2014114989A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- concentration
- fluid
- desensitizing agent
- base fluid
- base
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
-
- 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
- C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
-
- 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
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- General Preparation And Processing Of Foods (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
1. Способ десенсибилизации подземного пласта, включающий:обеспечение проникновения ствола скважины в подземный пласт;введение ведущей жидкости, включающей первую базовую жидкость и первый десенсибилизирующий агент, в по крайней мере часть подземного пласта, в которой первый десенсибилизирующий агент присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации; изатем введение обрабатывающей жидкости, включающей вторую базовую жидкость и второй десенсибилизирующий агент, в по крайней мере часть подземного пласта, в которой второй десенсибилизирующий агент присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации, и при этом первая концентрация выше, чем вторая концентрация.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая концентрация первого десенсибилизирующего агента находится в диапазоне приблизительно от 0,01 до приблизительно 60 об.% в первой базовой жидкости.3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая концентрация изменяется во времени способом, выбранным из группы, состоящей из градиентного изменения, ступенчатого изменения и любой их комбинации.4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая концентрация приблизительно от 2 до приблизительно 5000 раз больше, чем вторая концентрация.5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторая концентрация второго десенсибилизирующего агента находится в диапазоне приблизительно от 0,0001 до приблизительно 20 об.% во второй базовой жидкости.6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторая концентрация изменяется во времени способом, выбранным из группы, состоящей из градиентного изменения, ступенчатого изменения и любой их комбинации.7. Способ по п. 1, дополнительно включа�
Claims (19)
1. Способ десенсибилизации подземного пласта, включающий:
обеспечение проникновения ствола скважины в подземный пласт;
введение ведущей жидкости, включающей первую базовую жидкость и первый десенсибилизирующий агент, в по крайней мере часть подземного пласта, в которой первый десенсибилизирующий агент присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации; и
затем введение обрабатывающей жидкости, включающей вторую базовую жидкость и второй десенсибилизирующий агент, в по крайней мере часть подземного пласта, в которой второй десенсибилизирующий агент присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации, и при этом первая концентрация выше, чем вторая концентрация.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая концентрация первого десенсибилизирующего агента находится в диапазоне приблизительно от 0,01 до приблизительно 60 об.% в первой базовой жидкости.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая концентрация изменяется во времени способом, выбранным из группы, состоящей из градиентного изменения, ступенчатого изменения и любой их комбинации.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая концентрация приблизительно от 2 до приблизительно 5000 раз больше, чем вторая концентрация.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторая концентрация второго десенсибилизирующего агента находится в диапазоне приблизительно от 0,0001 до приблизительно 20 об.% во второй базовой жидкости.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторая концентрация изменяется во времени способом, выбранным из группы, состоящей из градиентного изменения, ступенчатого изменения и любой их комбинации.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
введение переходной жидкости, содержащей третью базовую жидкость и третий десенсибилизирующий раствор, содержащий третий десенсибилизирующий агент, между введением ведущей жидкости и обрабатывающей жидкости, где третий десенсибилизирующий агент присутствует в третьей базовой жидкости в третьей концентрации.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что третья концентрация изменяется с течением времени способом, выбранным из группы, состоящей из градиентного изменения, ступенчатого изменения и любой их комбинации.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первый десенсибилизирующий агент содержит по крайней мере одно вещество, выбранное из группы, состоящей из: неорганической кислоты, соли, полиэлектролита, поливалентного иона, неорганического основания, сильного основания, оксида, смолы, ПАВ, катионного полимера, метилглюкозида, полиглицерина, полигликоля, основанных на эмульсии частицах, хелатирующего агента, фосфина, растворимых органических стабилизирующих соединений, агентов для ликвидации кремнезема, агентов для охрупчивания, агентов, изменяющих поверхность, микрочастиц, наночастиц и любой их комбинации.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что второй десенсибилизирующий агент содержит по крайней мере одно вещество, выбранное из группы, состоящей из: неорганической кислоты, соли, полиэлектролита, поливалентного иона, неорганического основания, сильного основания, оксида, смолы, ПАВ, катионного полимера, метилглюкозида, полиглицерина, полигликоля, основанных на эмульсии частицах, хелатирующего агента, фосфина, растворимых органических стабилизирующих соединений, агентов для ликвидации кремнезема, агентов для охрупчивания, агентов, изменяющих поверхность, микрочастиц, наночастиц и любого их сочетания.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первый десенсибилизирующий агент и второй десенсибилизирующий агент представляют собой различные композиции.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ведущая жидкость и обрабатывающая жидкость содержат один и тот же десенсибилизирующий агент, такой, что тот же десенсибилизирующий агент составляет от приблизительно 0,01 до приблизительно 60 об.% в ведущей жидкости и тот же десенсибилизирующий агент составляет приблизительно от 0,0001 до приблизительно 20 об.% в обрабатывающей жидкости.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что введение ведущей жидкости осуществляют при давлении разрыва.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ведущая жидкость дополнительно содержит расклинивающий агент.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что введение обрабатывающей жидкости осуществляется при давлении разрыва.
16. Способ по п. 1, отличающийся тем, обрабатывающая жидкость дополнительно содержит расклинивающий агент.
17. Способ восстанавливающей десенсибилизации подземного пласта, включающий:
обеспечение проникновения ствола скважины в подземный пласт, включающий множество поверхностей пласта, где поверхности пласта подверглись вредным химическим и/или физическим изменениям;
введение ведущей жидкости, включающей первую базовую жидкость и первый десенсибилизирующий агент, в по крайней мере часть подземного пласта, где первый десенсибилизирующий агент присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации; и
затем введение обрабатывающей жидкости, включающей вторую базовую жидкость и второй десенсибилизирующий агент, в по крайней мере часть подземного пласта, где второй десенсибилизирующий агент присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации и при этом первая концентрация выше, чем вторая концентрация.
18. Способ десенсибилизации подземного пласта, включающий:
обеспечение проникновения ствола скважины в подземный пласт;
введение ведущей жидкости, включающей первую базовую жидкость и первый десенсибилизирующий агент, в первую часть подземного пласта, где первый десенсибилизирующий агент присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации;
затем введение обрабатывающей жидкости, включающей вторую базовую жидкость и второй десенсибилизирующий агент, в первую часть подземного пласта, где второй десенсибилизирующий агент присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации и при этом первая концентрация выше, чем вторая концентрация;
затем отведение потока жидкости из первой части подземного пласта во вторую часть подземного пласта;
затем введение второй ведущей жидкости, включающей третью базовую жидкость и третий десенсибилизирующий агент, во вторую часть подземного пласта, где третий десенсибилизирующий агент присутствует в третьей базовой жидкости в третьей концентрации; и
затем введение второй обрабатывающей жидкости, включающей четвертую базовую жидкость и четвертый десенсибилизирующий агент, во вторую часть подземного пласта, где четвертый десенсибилизирующий агент присутствует в четвертом базовой жидкости во второй концентрации и где третья концентрация выше, чем четвертая концентрация.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что средство для отведения потока жидкости включает по крайней мере одно из следующего: закупоривающий агент, пробку, пакер, пробку-мост, пробку гидроразрыва, закупоривающий агент, перфорационные шарики, гель, закупоривающие пены, отводящие агенты, разлагаемые отводящие агенты и любую их комбинацию.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/239,491 | 2011-09-22 | ||
| US13/239,491 US20120285690A1 (en) | 2011-05-12 | 2011-09-22 | Multi-Stage Methods and Compositions for Desensitizing Subterranean Formations Faces |
| PCT/US2012/051688 WO2013043292A1 (en) | 2011-09-22 | 2012-08-21 | Multi-stage methods and compositions for desensitizing subterranean formations faces |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014114989A true RU2014114989A (ru) | 2015-10-27 |
Family
ID=46829870
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014114989/03A RU2014114989A (ru) | 2011-09-22 | 2012-08-21 | Многостадийные способы и композиции для десенсибилизации поверхностей подземных пластов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2758487A1 (ru) |
| CN (1) | CN103842470A (ru) |
| AR (1) | AR087911A1 (ru) |
| AU (1) | AU2012312973B2 (ru) |
| CA (1) | CA2848198A1 (ru) |
| MY (1) | MY159793A (ru) |
| RU (1) | RU2014114989A (ru) |
| WO (1) | WO2013043292A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2688992C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106372377B (zh) * | 2016-11-10 | 2019-08-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种细粉砂油层充填防砂方法 |
| CN108048050A (zh) * | 2017-07-10 | 2018-05-18 | 青岛远大润烯科技有限公司 | 一种石墨润滑剂及其制备方法 |
| CN109294534A (zh) * | 2017-07-25 | 2019-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低固相矿物油体系及其制备方法 |
| US11124699B2 (en) | 2017-11-17 | 2021-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self propping surfactant for well stimulation |
| CN107827335B (zh) * | 2017-12-04 | 2020-11-27 | 中原环保郑州污泥新材料科技有限公司 | 市政污泥无害化处理方法 |
| CN110105936B (zh) * | 2019-05-20 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于复杂油藏的耐温耐盐泡沫调驱体系及其制备方法和应用 |
| CN110218558B (zh) * | 2019-05-30 | 2021-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于碳酸盐岩储层酸化改造的有机酸体系及制备方法 |
| CN111396034A (zh) * | 2020-02-26 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种裂缝型人工砂岩模型及其制作方法 |
| 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 |
| CN113801710B (zh) * | 2021-09-07 | 2022-05-13 | 浙江美福石油化工有限责任公司 | 一种用于液化石油气净化的处理剂及其制备方法 |
| CN116676078B (zh) * | 2023-08-03 | 2023-12-01 | 中国石油大学(华东) | 一种酰胺型碳量子点强化泡沫体系及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3346047A (en) * | 1965-08-19 | 1967-10-10 | Mobil Oil Corp | Multistage waterflood |
| US4366073A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366071A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4160483A (en) * | 1978-07-21 | 1979-07-10 | The Dow Chemical Company | Method of treating a well using fluoboric acid to clean a propped fracture |
| US4230183A (en) * | 1978-12-11 | 1980-10-28 | Texaco Inc. | Method for treating subterranean, clay-containing earth formations |
| US4424076A (en) | 1982-11-01 | 1984-01-03 | Chevron Research Company | Stabilizing clay with hydroxy-aluminum and base |
| US4974678A (en) | 1989-03-28 | 1990-12-04 | Halliburton Company | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
| US5097094A (en) | 1989-08-30 | 1992-03-17 | Pioneer Hi-Bred International, Inc. | Inbred corn line PHP60 |
| US5197544A (en) | 1991-02-28 | 1993-03-30 | Halliburton Company | Method for clay stabilization with quaternary amines |
| US5905061A (en) | 1996-08-02 | 1999-05-18 | Patel; Avind D. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
| US6828279B2 (en) | 2001-08-10 | 2004-12-07 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| WO2003022843A1 (de) | 2001-09-07 | 2003-03-20 | Basf Aktiengesellschaft | Pyrazolylsubstituierte thienyloxy-pyridine |
| US7740071B2 (en) | 2005-06-24 | 2010-06-22 | Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. | Clay control additive for wellbore fluids |
| RU2009136515A (ru) * | 2007-03-23 | 2011-04-27 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us) | Способ и система для обработки углеводородных формаций |
-
2012
- 2012-08-21 CN CN201280046516.9A patent/CN103842470A/zh active Pending
- 2012-08-21 EP EP12756851.7A patent/EP2758487A1/en not_active Withdrawn
- 2012-08-21 RU RU2014114989/03A patent/RU2014114989A/ru not_active Application Discontinuation
- 2012-08-21 CA CA2848198A patent/CA2848198A1/en not_active Abandoned
- 2012-08-21 MY MYPI2014000459A patent/MY159793A/en unknown
- 2012-08-21 WO PCT/US2012/051688 patent/WO2013043292A1/en active Application Filing
- 2012-08-21 AU AU2012312973A patent/AU2012312973B2/en not_active Ceased
- 2012-09-18 AR ARP120103437A patent/AR087911A1/es active IP Right Grant
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2688992C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2758487A1 (en) | 2014-07-30 |
| AR087911A1 (es) | 2014-04-23 |
| CA2848198A1 (en) | 2013-03-28 |
| MY159793A (en) | 2017-01-31 |
| WO2013043292A1 (en) | 2013-03-28 |
| AU2012312973B2 (en) | 2015-05-21 |
| AU2012312973A1 (en) | 2014-03-06 |
| CN103842470A (zh) | 2014-06-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014114989A (ru) | Многостадийные способы и композиции для десенсибилизации поверхностей подземных пластов | |
| US9969928B2 (en) | Surfactant formulations and associated methods for reduced and delayed adsorption of the surfactant | |
| SA519402392B1 (ar) | أنظمة حمضية مثبطة، ومستحلبات وطرق للاستخدام في تحميض تكوينات الكربونات | |
| WO2010099055A3 (en) | Peracid oil-field viscosity breaker and method | |
| NZ735923A (en) | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well | |
| RU2010135670A (ru) | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину | |
| ATE393805T1 (de) | Verfahren zur behandlung einer formation | |
| MY140982A (en) | Additive for viscoelastic fluid | |
| DE60221431D1 (de) | Flüssigkeitsystem mit kontrolierbarer reversibler viskosität | |
| US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
| GB2484025A (en) | Hydrocarbon-based filtercake dissolution fluid | |
| SA515361249B1 (ar) | بوليمرات للاستخلاص المعزز للهيدروكربونات | |
| WO2001083639A2 (en) | Well treatment fluids comprising chelating agents | |
| US9170250B2 (en) | Oilfield chemicals with attached spin probes | |
| McCurdy | High rate hydraulic fracturing additives in non-Marcellus unconventional shales | |
| EP2800793B1 (en) | Method of using a biocidal system | |
| CA2907379C (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
| US10421893B2 (en) | Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations | |
| SA517381860B1 (ar) | معدِّلات النفاذية النسبية المعالجة بالسلفونات لتقليل نفاذية التكوينات الجوفية للماء | |
| SA517381291B1 (ar) | طرق لعلاج تكوينات تحت أرضية بواسطة تحويل موائع العلاج | |
| CA3001565C (en) | Methods of acidizing subterranean formations | |
| MX370607B (es) | Particulas de sal de acido metilglicindiacetico de calcio y operaciones subterraneas relacionadas con estas. | |
| RU2526943C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| WO2016032445A1 (en) | Corrosion inhibiting aqueous emulsions containing hydrophilic group functionalized silicone polymers | |
| US11306574B2 (en) | Nanoparticle-based stimulation fluid and methods of use in subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20151109 |