RU2164291C1 - Способ осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ - Google Patents
Способ осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2164291C1 RU2164291C1 RU99115164/03A RU99115164A RU2164291C1 RU 2164291 C1 RU2164291 C1 RU 2164291C1 RU 99115164/03 A RU99115164/03 A RU 99115164/03A RU 99115164 A RU99115164 A RU 99115164A RU 2164291 C1 RU2164291 C1 RU 2164291C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- gas
- wells
- drainage
- rocks
- Prior art date
Links
Images
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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/928—Spacing slug or preflush fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Applied To Surfaces To Minimize Adherence Of Mist Or Water (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Способ относится к осушке содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин подземных газохранилищ. Техническим результатом является осушение неподвижных пластовых вод в горных породах и надежное предотвращение отложения солей в поровом пространстве этих пород в окрестностях газовых скважин, расположенных в районах месторождений газа. В способе осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ, где на 1000 м3 (Vn) добываемого газа приходится менее 50 л воды, в котором содержащую воду горную породу гидрофобируют с помощью дисперсии, содержащей в своем составе следующие компоненты: А) водоотталкивающее активное вещество, Б) гидрофильный смешивающий с водой диспергатор и необязательно В) дополнительный диспергатор. 5 з.п.ф-лы, 3 табл.
Description
Настоящее изобретение относится к способу осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ, в котором с помощью гидрофобного активного вещества в диспергированной форме гидрофобируют содержащие воду горные породы.
В окрестностях эксплуатационных скважин, расположенных в районах газовых месторождений, пластовые воды в поровом пространстве горных пород препятствуют прохождению потока газа к скважине. Если к тому же пластовые воды содержат очень большие количества солей, то вследствие испарения воды имеет место превышение уровня растворимости, что прежде всего приводит к кристаллизации хлоридных солей. А так как вода с высокой концентрацией солей под действием капиллярных сил постоянно всасывается в поровое пространство, происходит постоянный рост солевых кристаллов, которые в конечном счете закупоривают каналы прохождения газового потока вплоть до их полной непроходимости.
Отложения солей происходят не только в поровом пространстве, эти отложения образуются также и на обсадных трубах скважин и других трубах, равно как и на устройствах, предназначенных для хранения и дальнейшей переработки, таких, как трубопроводы, вентили, змеевики теплообменников и трубчатые нагреватели, сепараторы, где так или иначе имеют дело с добытым газом и отделенными пластовыми водами. При образовании отложений снижается скорость добычи и в конечном итоге возникают вынужденные простои в работе. Кроме того, снижается теплопередача.
Широко распространенный способ повышения производительности газовых скважин состоит в создании гидравлическим путем и стабилизации трещин в окрестностях скважин. Создаваемые таким образом дополнительные дренажные участки и высокая плотность газового потока в трещинах способствуют повышению дебита скважины. Однако этот способ является очень дорогим в осуществлении, а трещинообразование поддается контролю лишь в очень ограниченной степени.
Отложения солей, прежде всего хлоридных солей, можно удалять путем промывки пресной водой. Но поскольку процесс отложения солей происходит практически беспрерывно, такие промывки необходимо проводить регулярно, вследствие чего возникают частые простои в работе скважины.
Один из способов удаления отложений солей в скважинах описан в US 5051197. Согласно этому способу скважины обрабатывают водной композицией из аминополикарбоновой кислоты и водорастворимого органосилана. Однако водорастворимые органосиланы обладают в большинстве случаев высокой летучестью и низкой температурой воспламенения, быстро гидролизуются и отщепляют токсичные и легко воспламеняемые продукты в присутствии воды. Так, в частности, хлорсиланы образуют HCl, метоксисиланы - метанол, а этоксисиланы - этанол. Поэтому указанные композиции сохраняют устойчивость лишь в течение непродолжительного времени и их использование связано со значительными трудностями. Следует также отметить, что в упомянутой публикации описывается способ удаления отложений солей, а не способ предотвращения таких отложений.
Способ предотвращения отложений солей в скважинах описан в US 3682831. В этом способе скважины обрабатывают водорастворимыми сополимерами состава гликоль-силикон, содержащими в высшей степени восприимчивые к гидролизу SiOC-связи. Однако эффективность этого способа низкая.
В US 3653442 описан способ удаления воды с помощью мицеллярных дисперсий, благодаря чему в результате устранения такого "водного блока" повышается интенсивность потока газа или нефти.
В публикациях Database WPI, week 9311, AN 93-091996 и SU 1724854 описывается уплотнительный материал для газовых и нефтяных скважин, предназначенный для блокирования притоков воды.
В US 4074536 описан способ гидрофобирования пластов горных пород кремнийорганическими соединениями, предусматривающий предварительную обработку породы и меры по предотвращению растворения породы в присутствии воды.
С учетом вышеизложенного в основу изобретения была положена задача разработать средство, которое позволило бы осушать неподвижные пластовые воды в горных породах и надежно предотвращать отложения солей в поровом пространстве этих пород в окрестностях газовых скважин, расположенных в районах месторождений газа.
Изобретение относится к способу осушки горных пород, содержащих неподвижные пластовые воды, в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ, где на каждые 1000 м3 (Vn) [объем при нормальных условиях] добываемого природного газа приходится менее 50 л воды, в котором (в способе) содержащую воду горную породу гидрофобируют с помощью дисперсии, в состав которой входят следующие компоненты:
А) водоотталкивающее (гидрофобное) активное вещество,
Б) гидрофильный, смешиваемый с водой диспергатор и необязательно
В) дополнительный диспергатор.
А) водоотталкивающее (гидрофобное) активное вещество,
Б) гидрофильный, смешиваемый с водой диспергатор и необязательно
В) дополнительный диспергатор.
Применяемые согласно изобретению водоотталкивающие активные вещества (А) обладают хорошей способностью распределяться в пластовых водах, иными словами, они могут равномерно распределяться по всей поверхности породы, где затем они дробятся. Благодаря этому водоотталкивающие активные вещества (А) покрывают поверхность породы очень тонким слоем.
В процессе добычи газа снижение пластового давления способствует дополнительному поглощению воды газом. В силу того, что в гидрофобированной зоне породы в окрестностях скважины интенсивность капиллярного всасывания воды в значительной степени снижается, обработанная зона постепенно высыхает в результате испарения воды.
Осушка породы повышает эффективность проницаемости для газа, поскольку в этих условиях поток газа, не встречая сопротивления воды, может беспрепятственно проходить через все поровое пространство. Так как при одинаковом капиллярном давлении водонасыщение в обладающей низкой проницаемостью породе с узкими капиллярами больше по сравнению с обладающей высокой проницаемостью породой, способ по изобретению особенно пригоден для применения в месторождениях с низкой проницаемостью горных пород. Кроме того, применение способа в гетерогенной породе месторождения с различной проницаемостью обеспечивает гомогенизацию профиля течения вблизи скважины.
Благодаря осушке породы в окрестностях скважины удается предотвратить закупоривание капилляров, а также отложения солей на оборудовании для добычи, хранения и дальнейшей переработки.
По сравнению с традиционным методом образования трещин гидравлическим путем в окрестностях скважин способ по изобретению требует значительно меньших затрат. Для его осуществления требуются меньшие давления закачки и это существенно снижает риск повреждения скважины. Скважины, обработанные за счет образования трещин, могут подвергаться дополнительной обработке способом по изобретению. Такой обработке предлагаемым способом могут подвергаться также скважины, оборудование которых непригодно для образования трещин гидравлическим путем.
Дисперсия согласно изобретению обладает химической инертностью по отношению к имеющимся в месторождениях горным породам, к растворам солей, природному газу и технологическому оборудованию.
Степень растворимости гидрофобного активного вещества (A) в воде составляет предпочтительно максимум 1 мас.%, прежде всего максимум 0,1 мас.% при 20oC.
В предлагаемом согласно изобретению способе в качестве водоотталкивающих веществ (A) могут применяться, например, гидрофобированные неорганические вещества или необязательно фторированные воски, парафины, соли карбоновых кислот, органические либо кремнийорганические полимерные соединения.
Примерами соответствующих гидрофобированных неорганических веществ являются получаемые пирогенным путем и осаждением кремниевые кислоты и смешанные оксиды кремния и алюминия. Названные неорганические вещества можно гидрофобировать, например, путем обработки органосиланами, соответственно органосилоксанами или же путем этерификации гидроксильных групп до алкоксигрупп. Предпочтительны получаемые пирогенным путем или осаждением кремниевые кислоты, поскольку они обладают хорошей способностью к диспергированию.
В качестве восков пригодны, например, природные воски, такие, как растительные воски, например, канделильский и карнаубский воски, животные воски, например, пчелиный воск и ланолин; минеральные воски, например, церезин и озокерит; химически модифицированные природные, в частности фторированные и синтетические воски, например, полиэтиленовые и силиконовые воски.
В качестве солей карбоновых кислот пригодны прежде всего соли одно-или многоосновных карбоновых кислот с 8-50 атомами углерода на карбоксильную группу. Предпочтительны соли фторированных карбоновых кислот, в частности соли, имеющие перфторалкильный остаток по меньшей мере с 4 атомами углерода. Примерами предпочтительных солей одноосновных фторированных карбоновых кислот являются щелочнометаллические соли арилкарбоновых кислот, таких, как бензойные кислоты или нафтойные кислоты с одним или двумя перфторалкильными остатками, содержащими предпочтительно 4-18 атомов углерода.
В качестве фторированных органических полимерных соединений в предлагаемом согласно настоящему изобретению способе могут применяться, например, все те соединения, которые и до настоящего времени могли применяться или применялись для придания водоотталкивающих свойств органическим веществам, таким, как органические волокна, и неорганическим веществам. Примерами таких соединений являются полимеры, полученные по меньшей мере из частично фторсодержащих мономеров, такие, как политетрафторэтилен, сополимеры тетрафторэтилена с гексафторпропиленом, поливинилфторид, поливинилиденфторид, политрифторхлорэтилен, сополимеры трифторхлорэтилена с другими мономерами, такими, как винилиденфторид, винилхлорид, винилацетат, метиловый эфир метакриловой кислоты или стирол; и фторированные акриловые смолы, такие, как содержащие гомо- и сополимеры перфторалкильных групп эфиры акриловой и метакриловой кислот с акриловой кислотой и метакриловой кислотой и их производных.
Предпочтительные примеры фторированных акриловых смол включают поли-1,1-дигидроперфторбутилакрилат и смешанные полимеризаты из н-бутилакрилата, N-метилолакриламида и по меньшей мере 35 мас.% 1,1,2,2-тетрагидроперфтор-C1-C16 алкилметакрилата с линейной алкильной цепью.
Другими примерами таких фторированных акриловых смол являются щелочнометаллические соли сополимеров из вышеуказанных акрилатов, метакрилатов, акриловой кислоты и метакриловой кислоты с предпочтительным содержанием фтора не менее 20 мас.%.
Другими примерами фторированных органических полимерных соединений являются органические синтетические полимеры, фторированные после полимеризации, такие, как поливинилхлорид, полиэтилен, полипропилен, поливинилацетат, поливиниловый спирт, поликарбонат, полиакрилат, полиметакрилат, полиметилметакрилат, полистирол, полиакрилнитрил, поливинилиденхлорид, поливинилфторид, поливинилиденфторид, поливинилиденцианид, полибутадиен, полиизопрен, простой полиэфир, сложный полиэфир, полиамид, полиуретан, полиимид, силиконы, поливинилпирролидон, полиакриламид, полиэтиленгликоль и их производные, фторированные в боковых цепях или в главных цепях. В полимерах, фторированных после полимеризации, содержание фтора предпочтительно составляет не менее 10 мас. %. Особенно предпочтительны полиуретановые смолы с содержанием фтора в пределах 25-35 мас.%.
В качестве водоотталкивающего активного вещества (A) предпочтительны прежде всего кремнийорганические соединения, поскольку они обладают термостойкостью при преобладающих в месторождениях температурах порядка 130oC и существенно выше. Гидрофобизирующее воздействие на поверхность породы сохраняется в течение продолжительного периода времени.
Предпочтительно кремнийорганическое соединение (A) синтезируют из звеньев общих формул (I) - (VII)
R3SiO1/2 (I)
R2SiO (II)
RSiO3/2 (III)
SiO4/2 (IV)
R2(R'O)SiO1/2 (V)
R(R'O)SiO (VI)
R'OSiO3/2 (VII)
где R обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1-18 атомами углерода,
R' обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1-30 атомами углерода и атомы водорода.
R3SiO1/2 (I)
R2SiO (II)
RSiO3/2 (III)
SiO4/2 (IV)
R2(R'O)SiO1/2 (V)
R(R'O)SiO (VI)
R'OSiO3/2 (VII)
где R обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1-18 атомами углерода,
R' обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1-30 атомами углерода и атомы водорода.
Примерами углеводородных остатков R и R' являются алкильные остатки, такие, как метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, изобутил, трет-бутил, н-пентил, изопентил, неопентил, трет-пентил; гексильные остатки, такие, как н-гексил; гептильные остатки, такие, как н-гептил; октильные остатки, такие, как н-октил и изооктильные остатки, такие, как 2,2,4-триметилпентил; нонильные остатки, такие, как н-нонил; децильные остатки, такие, как н-децил; додецильные остатки, такие, как н-додецил; октадецильные остатки, такие, как н-октадецил; алкенильные остатки, такие, как винил, аллил и 5-гексен-1-ил; циклоалкильные остатки, такие, как циклопентил, циклогексил, циклогептил и метилциклогексил; арильные остатки, такие, как фенил, нафтил, антрил и фенантрил; алкарильные остатки, такие, как о-, м-, п-толил; ксилильные и этилфенильные остатки; и аралкильные остатки, такие, как бензил, α - и β - фенилэтил.
Примеры замещенных остатков R и R' включают среди прочих цианалкильные остатки, такие, как β-цианэтил, и галоидированные атомами фтора, хлора либо брома углеводородные остатки, например, галогеналкильные остатки, такие, как 3,3,3-трифтор-н-пропил, 2,2,2,2', 2', 2'-гексафторизопропил, 8-гептафторизопропил, и галогенарильные остатки, такие, как о-, м- и п-хлорфенил.
Предпочтительно 90 мол.% остатков R представляют собой метил, этил или фенил, прежде всего метил.
Примерами остатков R и R', замещенных полиоксиалкиленовыми группами, являются остатки общей формулы (VIII)
-R1-[O(CR2 2)c]dOR3, (VIII)
в которой
R1 обозначает двухвалентный C1-C6 алкиленовый остаток,
R2 обозначает атомы водорода или одновалентные C1-C6 углеводородные остатки,
R3 обозначает атомы водорода, одновалентные C1-C6 углеводородные остатки, C1-C8 ацильные остатки, этилэфирные остатки или силильные остатки,
c обозначает числа 0, 1, 2, 3, 4 или 5, предпочтительно 2 или 3 и
d обозначает целые числа от 1 до 100, предпочтительно от 1 до 10.
-R1-[O(CR2 2)c]dOR3, (VIII)
в которой
R1 обозначает двухвалентный C1-C6 алкиленовый остаток,
R2 обозначает атомы водорода или одновалентные C1-C6 углеводородные остатки,
R3 обозначает атомы водорода, одновалентные C1-C6 углеводородные остатки, C1-C8 ацильные остатки, этилэфирные остатки или силильные остатки,
c обозначает числа 0, 1, 2, 3, 4 или 5, предпочтительно 2 или 3 и
d обозначает целые числа от 1 до 100, предпочтительно от 1 до 10.
Примерами двухвалентных остатков R1 являются насыщенные прямоцепочечные либо разветвленные или циклические алкиленовые остатки, такие, как метилен и этилен, а также пропилен, бутилен, пентилен, гексилен, 2-метилпропилен, циклогексилен, или ненасыщенные алкиленовые остатки, такие, как пропенилен и гексенилен.
Примерами одновалентных остатков R2 и R3 являются таковые, которые указаны в вышеприведенных примерах для R и R'. В качестве примеров ацильных остатков можно назвать ацетил, этилэфирных остатков -тетрагидропиранил и сильных остатков -триметилсилил.
Другими примерами остатков R и R', замещенных полиоксиалкиленовыми группами, являются остатки общей формулы (IX)
-C-[O(CR2 2)c]dOR2(IX)
HC-[O(CR2 2)c]dOR2,
в которой R2, с и d имеют те же значения, что и указанные для общей формулы (VIII).
-C-[O(CR2 2)c]dOR2(IX)
HC-[O(CR2 2)c]dOR2,
в которой R2, с и d имеют те же значения, что и указанные для общей формулы (VIII).
Предпочтительно не более 20 мол.% звеньев кремнийорганического соединения (A) соответствуют таковым, представленным общими формулами (V)-(VII).
Предпочтительно кремнийорганическое соединение (А) содержит в своем составе по меньшей мере 50 мас.%, прежде всего по меньшей мере 80 мас.% органополисилоксанов (A1), состоящих по меньшей мере на 90 мол.%, прежде всего на 95 мол.% из звеньев общей формулы (II). Предпочтительно далее, чтобы органополисилоксан (A1) обладал средней вязкостью от 5 до 2000000 мПа·с, прежде всего от 350 до 60000 мПа·с при 25oC.
Предпочтительно кремнийорганическое соединение (A) содержит в своем составе по меньшей мере 2 мас.%, прежде всего по меньшей мере 5 мас.% и предпочтительно максимум 70 мас.% органополисилоксановой смолы (A2), состоящих на по меньшей мере 90 мол.%, прежде всего на 95 мол.% из звеньев общих формул (1), (IV) и (V). Эти органополисилоксановые смолы (A2) могут быть, например, представлены при комнатной температуре в твердом виде и иметь от 0,25 до 1,25 звеньев общей формулы (1) на звено общей формулы (IV). Эти предпочтительные органополисилоксановые смолы (A2) могут содержать, что обусловлено особенностями их получения, до в общей сложности 5 мас.% Si-связанных алкоксильных остатков или гидроксильных групп. Органополисилоксановые смолы (A2), как правило, не способны полностью смешиваться с полидиметилсилоксанами.
Хотя это в общих формулах (1)-(III) и не обозначено, часть остатков R может быть заменена на атомы водорода, непосредственно связанные с атомами кремния. Однако такую возможность не следует относить к предпочтительным.
Далее, хотя это также не обозначено в общих формулах (I) - (III), в качестве кремнийорганических соединений (A) можно использовать и неводорастворимые органосиланы.
Пригодны для использования также сшиваемые кремнийорганические соединения (A). Так, в частности, можно использовать также водные силоксановые дисперсии, содержащие сшиваемые силоксаны. Пригодными являются, кроме того, кремнийорганические соединения, образующие спонтанно в диспергаторе (Б) без дополнительного диспергатора (В) дисперсию; речь идет о так называемых самодиспергирующихся кремнийорганических соединениях, прежде всего органополисилоксанах.
Касательно гидрофильного, смешиваемого с водой диспергатора (Б) следует отметить, что предпочтительно по меньшей мере 10 мас. частей, прежде всего по меньшей мере 50 мас. частей последнего могут смешиваться со 100 мас. частями воды. В качестве гидрофильного, смешиваемого с водой диспергатора (Б) предпочтительны полярные вещества, например, алифатические моноспирты, такие, как метанол, этанол, н-пропанол и изопропанол, гликоли, простые эфиры, такие, как диоксан и тетрагидрофуран, диметилформамид и прежде всего вода.
В качестве дополнительных диспергаторов (В) приемлем целый ряд активных веществ, которые целесообразно подразделять на обладающие поверхностной активностью диспергаторы, такие, как неионные, анионные, катионные и амфолитические, не обладающие частично поверхностной активностью диспергаторы, такие, как высокомолекулярные вещества и природные продукты, и не обладающие большей частью малой поверхностной активностью диспергаторы, такие, как неорганические и специальные диспергаторы. Перечень всех указанных диспергаторов можно найти в Ullmanns Encyklopadie der technischen Chemie, изд-во Verlag Chemie Weinheim, 4-е изд., 1975, том 10, стр. 449-473.
Предпочтительно дополнительный диспергатор (В) выбирать из группы представленных ниже диспергаторов, включающей:
1) алкилсульфаты, например, с длиной цепи 8-18 C-атомов, алкилэфирные сульфаты с 8-18 C-атомами в гидрофобном остатке и 1-40 этиленоксидными (ЭО), соответственно пропиленоксидными (ПО) звеньями,
2) сульфонаты, например, алкилсульфонаты с 8-18 C-атомами, алкиларилсульфонаты с 8-18 C-атомами, эфиры и полуэфиры сульфоянтарной кислоты с одновалентными спиртами или алкилфенолами с 4-15 C-атомами; при необходимости эти спирты или алкилфенолы могут быть также этоксилированы 1-40 ЭО-звеньями,
3) щелочнометаллические и аммониевые соли карбоновых кислот и поли(алкиленгликолевые) эфиры карбоновых кислот с 8-20 C-атомами в алкильном, арильном, алкарильном или аралкильном остатках и 1-40 ЭО-, соответственно ПО-звеньями,
4) частичные эфиры фосфорной кислоты и их щелочнометаллические и аммониевые соли, например, алкил- и алкарилфосфаты с 8-20 C-атомами в органическом остатке, алкиловые эфиры, соответственно алкариловые эфиры фосфорных кислот с 8-20 C-атомами в алкильном, соответственно алкарильном остатке и 1-40 ЭО-звеньями,
5) простые алкилполигликолевые эфиры, предпочтительно таковые с 2-40 ЭО-звеньями и алкильными остатками с 4-20 C-атомами,
6) простые алкиларилполигликолевые эфиры с 20-40 ЭО-звеньями и 8-20 C-атомами в алкильных и арильных остатках,
7) блоксополимеры состава этиленоксид-пропиленоксид (ЭО-ПО) с 8-40 ЭО-, соответственно ПО-звеньями,
8) полигликолевые эфиры жирных кислот с 6-24 С-атомами и 2-40 ЭО-звеньями,
9) эфиры жирных кислот глицерина, сорбита и пентаэритрита,
10) алкилполигликозиды общей формулы R''-O-Z0, где R'' обозначает линейный либо разветвленный, насыщенный либо ненасыщенный алкильный остаток с в среднем 8-24 C-атомами, a Z0 обозначает олигогликозидный остаток c в среднем о = 1-10 гексозными или пентозными звеньями либо их смесями,
11) содержащие полярные группы линейные органополисилоксаны с алкоксильными группами и с числом C-атомов до 24 и/или ЭО- и/или ПО-звеньями в количестве до 40,
12) соли первичных, вторичных и третичных жирных аминов с 8-24 C-атомами с уксусной кислотой, серной кислотой, соляной кислотой и фосфорной кислотой,
13) четвертичные алкил- и алкилбензиламмониевые соли, алкильные группы которых имеют 1-24 C- атома, прежде всего галогениды, сульфаты, фосфаты, ацетаты и гидроксиды,
14) алкилпиридиниевые, алкилимидазолиниевые и алкилоксазолиниевые соли, алкильная цепь которых имеет до 18 C-атомов, прежде всего в виде их галогенидов, сульфатов, фосфатов и ацетатов,
15) высокомолекулярные вещества, такие, как полимеры, например, поливиниловый спирт, и смешанные полимеры, такие, как полимеры состава винилацетат-этилен,
16) природные вещества и их модифицированные продукты, такие, как полисахариды или целлюлоза и производные целлюлозы, такие, как простой эфир целлюлозы.
1) алкилсульфаты, например, с длиной цепи 8-18 C-атомов, алкилэфирные сульфаты с 8-18 C-атомами в гидрофобном остатке и 1-40 этиленоксидными (ЭО), соответственно пропиленоксидными (ПО) звеньями,
2) сульфонаты, например, алкилсульфонаты с 8-18 C-атомами, алкиларилсульфонаты с 8-18 C-атомами, эфиры и полуэфиры сульфоянтарной кислоты с одновалентными спиртами или алкилфенолами с 4-15 C-атомами; при необходимости эти спирты или алкилфенолы могут быть также этоксилированы 1-40 ЭО-звеньями,
3) щелочнометаллические и аммониевые соли карбоновых кислот и поли(алкиленгликолевые) эфиры карбоновых кислот с 8-20 C-атомами в алкильном, арильном, алкарильном или аралкильном остатках и 1-40 ЭО-, соответственно ПО-звеньями,
4) частичные эфиры фосфорной кислоты и их щелочнометаллические и аммониевые соли, например, алкил- и алкарилфосфаты с 8-20 C-атомами в органическом остатке, алкиловые эфиры, соответственно алкариловые эфиры фосфорных кислот с 8-20 C-атомами в алкильном, соответственно алкарильном остатке и 1-40 ЭО-звеньями,
5) простые алкилполигликолевые эфиры, предпочтительно таковые с 2-40 ЭО-звеньями и алкильными остатками с 4-20 C-атомами,
6) простые алкиларилполигликолевые эфиры с 20-40 ЭО-звеньями и 8-20 C-атомами в алкильных и арильных остатках,
7) блоксополимеры состава этиленоксид-пропиленоксид (ЭО-ПО) с 8-40 ЭО-, соответственно ПО-звеньями,
8) полигликолевые эфиры жирных кислот с 6-24 С-атомами и 2-40 ЭО-звеньями,
9) эфиры жирных кислот глицерина, сорбита и пентаэритрита,
10) алкилполигликозиды общей формулы R''-O-Z0, где R'' обозначает линейный либо разветвленный, насыщенный либо ненасыщенный алкильный остаток с в среднем 8-24 C-атомами, a Z0 обозначает олигогликозидный остаток c в среднем о = 1-10 гексозными или пентозными звеньями либо их смесями,
11) содержащие полярные группы линейные органополисилоксаны с алкоксильными группами и с числом C-атомов до 24 и/или ЭО- и/или ПО-звеньями в количестве до 40,
12) соли первичных, вторичных и третичных жирных аминов с 8-24 C-атомами с уксусной кислотой, серной кислотой, соляной кислотой и фосфорной кислотой,
13) четвертичные алкил- и алкилбензиламмониевые соли, алкильные группы которых имеют 1-24 C- атома, прежде всего галогениды, сульфаты, фосфаты, ацетаты и гидроксиды,
14) алкилпиридиниевые, алкилимидазолиниевые и алкилоксазолиниевые соли, алкильная цепь которых имеет до 18 C-атомов, прежде всего в виде их галогенидов, сульфатов, фосфатов и ацетатов,
15) высокомолекулярные вещества, такие, как полимеры, например, поливиниловый спирт, и смешанные полимеры, такие, как полимеры состава винилацетат-этилен,
16) природные вещества и их модифицированные продукты, такие, как полисахариды или целлюлоза и производные целлюлозы, такие, как простой эфир целлюлозы.
В способе по изобретению может использоваться дополнительный диспергатор как таковой, но возможно также использование смесей из нескольких таких диспергаторов. Особенно предпочтительны в качестве дополнительных диспергаторов из числа указанных выше в разделах 1, 2, 3, 5, 6, 7 и 8, 12, 13, 15, 16, прежде всего в разделах 2, 3, 5, 6 и 13.
Предпочтительно на 100 мас. частей водоотталкивающего активного вещества (А) применяют от 2,5 до 250, предпочтительно от 5 до 150, прежде всего от 10 до 70 мас. частей диспергатора (Б).
В качестве добавок (Г) дисперсия может содержать, например, носители, фунгициды, бактерициды, альгициды, биоциды, ароматизаторы, ингибиторы коррозии, природные масла, загустители, смачиватели, котензиды и органические растворители.
Дисперсии могут содержать в своем составе некоторые количества органических растворителей, что обусловлено спецификой процесса получения. Так, в частности, при получении органополисилоксановых смол часто используют органические растворители или природные масла. В тех случаях, когда дисперсия содержит органические растворители, их доля предпочтительно составляет максимально 50 мас. частей, прежде всего 5-20 мас. частей в пересчете на 100 мас. частей водоотталкивающего активного вещества (А).
Доля носителя составляет предпочтительно до 20 мас. частей, прежде всего 2-8 мас. частей на 100 мас. частей водоотталкивающего активного вещества (А).
Технология приготовления дисперсий специалисту в данной области техники известна и поэтому не требует дальнейших пояснений.
Суммарное количество компонентов в готовой для использования дисперсии, т. е. водоотталкивающих веществ (А), диспергаторов (Б), дополнительных диспергаторов (В) и необязательно добавок (Г), составляет предпочтительно от 0,01 до 25, особенно предпочтительно от 0,05 до 10, прежде всего от 0,1 до 2 мас.% в пересчете на массу применяемой дисперсии.
Средний размер частиц в дисперсии составляет предпочтительно максимум 1000 мкм, прежде всего от 5 нм до 250 мкм.
Состав дисперсий, размеры частиц и концентрации могут варьироваться в соответствии с особенностями горных пород в данном месторождении и в зависимости от таких условий, как температура и концентрация солей, с целью обеспечить возможность закачивания и в экстремальных условиях. Размеры частиц предпочтительно выбирать такими, чтобы они были меньше размера пор в породе. Благодаря высокой доле содержащихся в дисперсии указанных компонентов (А), (Б), (В), т.е. водоотталкивающих веществ, диспергаторов, дополнительного диспергатора, и необязательно добавок (Г) количество диспергаторов в закачиваемой в породу дисперсии можно поддерживать на низком уровне. Концентрацию дисперсии можно адаптировать к таким свойствам породы, как проницаемость и глубина проникновения. При высокой степени проницаемости могут применяться меньшие количества грубодисперсных дисперсий с более высоким содержанием компонентов- водоотталкивающих веществ (А), диспергаторов (Б), дополнительного диспергатора (В) и необязательно добавок (Г). И, наоборот, при низкой проницаемости породы применяют большие количества высокодисперсных дисперсий с более низкой концентрацией.
Применение могут находить также субстанции, которые лишь в конкретных условиях образуют водоотталкивающее вещество (А) в диспергаторе (Б), в котором они были предварительно растворены. В качестве примеров таких субстанций можно назвать неионные тензиды или силиконовые масла с гликольными функциональными группами, обладающие способностью растворяться в полярных диспергаторах, таких, как вода, но затем достигающие при повышенных температурах температуру помутнения и приобретающие водоотталкивающие свойства.
Содержащаяся в природном газе вода представляет собой главным образом конденсационную воду. Предпочтительно в газовых скважинах и скважинах подземных газохранилищ, обработанных предлагаемым согласно изобретению способом, на каждые 1000 м3 (Vn) добываемого газа приходится максимум 40, прежде всего не более 20 л воды.
В нижеследующих примерах, если не указано иное,
а) все количества указаны в пересчете на массу;
б) все давления составляют 0,1013 МПа (абс.);
в) все температуры равны 20oC;
г) приняты следующие сокращения:
дем. деминерализованная
ПДМС полидиметилсилоксан
Me метильный остаток
Vn объем при нормальных условиях при 0oC и 0,1013 МПа (абс.);
д) аминное число обозначено как количество миллилитров 1н. HCl, которое требуется для нейтрализации 1 г органополисилоксана.
а) все количества указаны в пересчете на массу;
б) все давления составляют 0,1013 МПа (абс.);
в) все температуры равны 20oC;
г) приняты следующие сокращения:
дем. деминерализованная
ПДМС полидиметилсилоксан
Me метильный остаток
Vn объем при нормальных условиях при 0oC и 0,1013 МПа (абс.);
д) аминное число обозначено как количество миллилитров 1н. HCl, которое требуется для нейтрализации 1 г органополисилоксана.
В нижеследующих примерах описаны исследования, которые проводили на образцах кернов из пестрого песчанника, взятых в районе газового месторождения в Барриене, Северная Германия. Образцы кернов цилиндрической формы имели длину и диаметр по 3 см соответственно.
Примеры 1-5
С образцами кернов проводили следующие операции:
а) Керны сушили при 90oC в течение ночи.
С образцами кернов проводили следующие операции:
а) Керны сушили при 90oC в течение ночи.
б) Сухие керны помещали в герметичный сосуд и сосуд эвакуировали. По достижении вакуума сосуд отключали от вакуум-насоса, перекрывая кран, и через второй патрубок засасывали в сосуд дем. воду. После того как образцы кернов полностью были покрыты дем. водой, сосуд заполняли воздухом. Керны взвешивали для определения mV.
в) Керны сушили при 90oC в течение ночи и после этого взвешивали для определения m1.
г) Каждый из сухих кернов заворачивали в полоску фильтровальной бумаги шириной 7 см и длиной 19,2 см, способную выдерживать фильтрацию под вакуумом, таким образом, чтобы керн был обернут дважды и на одной стороне оставалось приблизительно 4 см свободного края бумаги. Фильтровальную бумагу прижимали эластичным латексным шлангом к боковой поверхности керна. В насыщенной водяным паром среде выступающий край бумаги помещали в дем. воду таким образом, чтобы конец бумаги был погружен в воду, а керн находился над поверхностью воды. По истечении семи часов керн разворачивали и взвешивали для определения mF1.
д) По следующему уравнению:
рассчитывали опорное значение спонтанного поглощения Sw(sp)ref для дем. воды. Спонтанное поглощение отображает вытеснение несмачивающей фазы смачивающей фазой.
рассчитывали опорное значение спонтанного поглощения Sw(sp)ref для дем. воды. Спонтанное поглощение отображает вытеснение несмачивающей фазы смачивающей фазой.
е) Керны сушили при 90oC в течение ночи.
ж) Аналогично операции б) керны пропитывали органополисилоксановой дисперсией, содержавшей органополисилоксаны (А) в качестве гидрофобизирующего активного вещества в 10%-ной концентрации. Для удаления избытка дисперсии керны продували азотом.
з) Керны сушили в течение 17 ч при 90oC и взвешивали для определения m2.
и) Аналогично операции г) каждый из сухих кернов заворачивали в полоску фильтровальной бумаги и помещали в дем. воду. По истечении семи часов керн разворачивали и взвешивали для определения mF2.
к) По следующему уравнению:
рассчитывали спонтанное поглощение Sw(sp)1 после обработки кернов дисперсией.
рассчитывали спонтанное поглощение Sw(sp)1 после обработки кернов дисперсией.
л) Керны повторно сушили при 90oC. Операции и) и к) осуществляли повторно. Процесс повторяли несколько раз.
В примерах 1-5 исследовали пять органополисилоксановых дисперсий (см. табл. I).
По истечении 1-2 дней у обработанных органополисилоксановой дисперсией кернов наблюдается существенное уменьшение спонтанного поглощения Sw(sp)1, поскольку гидрофобизация кернов приводит к заметному снижению капиллярного всасывающего действия для воды.
В табл. II представлены значения спонтанного поглощения Sw(sp)1 после различной по продолжительности сушки в виде суммарной продолжительности сушки согласно операциям з) и л) в сравнении с опорным значением Sw(sp)ref.
Пример 6
Спонтанное поглощение Sw(sp)ref каждого образца керна определяли аналогично примеру 1, работая в соответствии с операциями а)-е). После этого осуществляли следующие операции:
м) Образцы кернов пропитывали аналогично операции б) соленой водой. Соленая вода по содержанию соли приблизительно соответствовала пластовой воде и содержала на литр 28,5 г NaCl, 18,5 г CaCl2, 1,6 г MgCl2 и 1,4 г KCl; общее содержание соли составляло 5%.
Спонтанное поглощение Sw(sp)ref каждого образца керна определяли аналогично примеру 1, работая в соответствии с операциями а)-е). После этого осуществляли следующие операции:
м) Образцы кернов пропитывали аналогично операции б) соленой водой. Соленая вода по содержанию соли приблизительно соответствовала пластовой воде и содержала на литр 28,5 г NaCl, 18,5 г CaCl2, 1,6 г MgCl2 и 1,4 г KCl; общее содержание соли составляло 5%.
н) Пропитанные соленой водой керны при 140oC обрабатывали органополисилоксановой дисперсией из примера 5 с расходом 10 мл/ч до постоянства давления. При этом органополисилоксановую дисперсию применяли в количестве, приблизительно соответствующем 3-4 объемам пор.
о) Керны выдерживали при 140oC в течение трех дней.
п) Органополисилоксановую дисперсию вымывали из образцов соленой водой, после чего соленую воду вытесняли азотом.
р) Керны сушили путем медленного снижения давления с 0,44 до 0,1 МПа в течение 6 ч и последующей 17-часовой выдержки при 90oC и взвешивали для определения m3.
с) Аналогично операции г) каждый из сухих кернов заворачивали в полоску фильтровальной бумаги и помещали в соленую воду. По истечении семи часов керн разворачивали и взвешивали для определения mF3.
т) По следующему уравнению:
рассчитывали спонтанное поглощение Sw(sp)2.
рассчитывали спонтанное поглощение Sw(sp)2.
у) Керны повторно сушили в течение 17 часов при 90oC. Повторно осуществляли операции, указанные в с) и т). Процесс повторяли несколько раз.
В табл. III представлены значения спонтанного поглощения Sw(sp)2 после различной по продолжительности сушки в виде суммарной продолжительности сушки согласно операциям р) и у) в сравнении с опорным значением Sw(sp)ref.
У обработанных органополисилоксановой дисперсией кернов спонтанное поглощение Sw(sp)2 соленой воды даже после хранения при высоких температурах существенно снижается. Эффект капиллярного всасывания соленой воды в тех условиях, которые преобладают в месторождениях природного газа, также в значительной мере снижается.
Claims (6)
1. Способ осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ, где на каждые 1000 м3 (Vn) добываемого газа приходится менее 50 л воды, в котором с помощью дисперсии, содержащей А) водоотталкивающее активное вещество, Б) гидрофильный смешиваемый с водой диспергатор и необязательно В) дополнительный диспергатор, гидрофобируют содержащие воду горные породы.
2. Способ по п.1, в котором в качестве водоотталкивающего активного вещества (А) применяют кремнийорганическое соединение.
3. Способ по п. 2, в котором применяют кремнийорганическое соединение (А), синтезированное из звеньев общих формул (I) - (VII)
R3SiO1/2 (I),
R2SiO (II),
RSiO3/2 (III),
SiO4/2 (IV),
R2(R'O)SiO1/2 (V),
R(R'O)SiO (VI),
R'OSiO3/2 (VII),
где R обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1 - 18 атомами углерода,
R' обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1 - 30 атомами углерода и атомы водорода.
R3SiO1/2 (I),
R2SiO (II),
RSiO3/2 (III),
SiO4/2 (IV),
R2(R'O)SiO1/2 (V),
R(R'O)SiO (VI),
R'OSiO3/2 (VII),
где R обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1 - 18 атомами углерода,
R' обозначает одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1 - 30 атомами углерода и атомы водорода.
4. Способ по любому из пп.1 - 3, в котором применяют гидрофильный смешиваемый с водой диспергатор (Б), выбранный из группы, включающей алифатические моноспирты, гликоли, простые эфиры, диметилформамид и воду.
5. Способ по любому из пп.1 - 4, в котором в качестве дополнительного диспергатора (В) применяют сульфонаты, щелочнометаллические и аммониевые соли карбоновых кислот, простые алкилполигликолевые эфиры, простые алкиларилполигликолевые эфиры или четвертичные алкил- и алкилбензиламмониевые соли.
6. Способ по любому из пп.1 - 5, в котором на 100 мас.ч. водоотталкивающего активного вещества (А) применяют 5 - 150 мас.ч. дополнительного диспергатора (В).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19653140A DE19653140A1 (de) | 1996-12-19 | 1996-12-19 | Verfahren zur Austrocknung von immobiles Formationswasser enthaltendem Gestein im Einzugsradius von Erdgas- und Gasspeicherbohrungen |
| DE19653140.3 | 1996-12-19 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2164291C1 true RU2164291C1 (ru) | 2001-03-20 |
Family
ID=7815438
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99115164/03A RU2164291C1 (ru) | 1996-12-19 | 1997-12-18 | Способ осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6165948A (ru) |
| EP (1) | EP0951612B1 (ru) |
| AU (1) | AU720370B2 (ru) |
| CA (1) | CA2275487C (ru) |
| DE (2) | DE19653140A1 (ru) |
| EG (1) | EG21583A (ru) |
| ID (1) | ID19226A (ru) |
| MY (1) | MY123114A (ru) |
| NO (1) | NO992966L (ru) |
| RU (1) | RU2164291C1 (ru) |
| WO (1) | WO1998027314A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8138127B2 (en) | 2007-03-23 | 2012-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas | Compositions and methods for treating a water blocked well using a nonionic fluorinated surfactant |
| RU2453690C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Способ обработки углеводородной формации |
| US8261825B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods for improving the productivity of oil producing wells |
| RU2485303C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2013-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Композиции и способы обработки скважины с водным барьером |
| US9353309B2 (en) | 2007-03-23 | 2016-05-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a formation with a solvent |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE19745736A1 (de) | 1997-10-16 | 1999-04-22 | Wacker Chemie Gmbh | Verfahren zur Behandlung von wasserhaltigen Erdgas- und Erdgasspeicherbohrungen |
| US6735112B2 (en) * | 2002-02-06 | 2004-05-11 | Micron Technology, Inc. | Magneto-resistive memory cell structures with improved selectivity |
| EA200802357A1 (ru) | 2004-06-17 | 2010-02-26 | Статойлгидро Аса | Обработка скважин |
| DE102006024725B4 (de) * | 2006-05-26 | 2010-08-19 | Gaz De France Produktion Exploration Deutschland Gmbh | Verfahren zur Abdichtung einer Erdgas-Förderbohrung gegen eindringendes Wasser |
| US8053395B2 (en) * | 2007-01-19 | 2011-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for increasing gas production from a subterranean formation |
| US8302691B2 (en) * | 2007-01-19 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for increasing gas production from a subterranean formation |
| BRPI0806240A2 (pt) * | 2007-01-19 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Serv Inc | fluido de tratamento para o tratamento de uma formação subterránea para melhorar a produção de gás da mesma, e, métodos de tratamento de uma formação subterránea para melhorar a produção de gás da mesma e de tratamento de um leito de carvão para melhorar a produção de gás do mesmo |
| GB2450502B (en) | 2007-06-26 | 2012-03-07 | Statoil Asa | Microbial enhanced oil recovery |
| US8418759B2 (en) * | 2007-12-21 | 2013-04-16 | 3M Innovative Properties Company | Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| WO2009085904A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-07-09 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions |
| BRPI0821288A2 (pt) * | 2007-12-21 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Co | Métodos para tratamento de formações contendo hidrocarboneto co m composições de tensoativo aniônico fluorado |
| WO2009137285A1 (en) * | 2008-05-05 | 2009-11-12 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine |
| CN102159602B (zh) * | 2008-07-18 | 2016-03-23 | 3M创新有限公司 | 阳离子氟化聚合物组合物以及用其处理含烃地层的方法 |
| US9057012B2 (en) | 2008-12-18 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions |
| WO2010080473A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-07-15 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
| US8833449B2 (en) | 2009-07-09 | 2014-09-16 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amphoteric compounds |
| CN103261361B (zh) | 2010-12-20 | 2016-06-15 | 3M创新有限公司 | 用于用氟化胺氧化物处理碳酸盐含烃地层的方法 |
| WO2012088216A2 (en) | 2010-12-21 | 2012-06-28 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine |
| WO2012125219A2 (en) | 2011-01-13 | 2012-09-20 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides |
| US9890294B2 (en) | 2012-11-19 | 2018-02-13 | 3M Innovative Properties Company | Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same |
| US10106724B2 (en) | 2012-11-19 | 2018-10-23 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ionic polymers |
| MX357924B (es) | 2013-06-17 | 2018-07-16 | Mexicano Inst Petrol | Emulsión de compuestos hidrofóbicos libres de silicio y flúor para métodos de recuperación de petróleo a través del cambio de mojabilidad de rocas hidrofílica a oleofílica. |
| CN113717707A (zh) * | 2021-05-25 | 2021-11-30 | 西安石油大学 | 一种致密气井环保型深部纳米排水剂及其制备方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1021528A (en) * | 1964-03-26 | 1966-03-02 | Shell Int Research | Method for treating a part of a permeable formation |
| GB1168945A (en) * | 1968-03-15 | 1969-10-29 | Shell Int Research | Method for Treating a Part of a Permeable Formation |
| US3682831A (en) * | 1969-12-16 | 1972-08-08 | Texaco Inc | Method of and composition for the prevention of scale |
| US3653442A (en) * | 1970-03-16 | 1972-04-04 | Marathon Oil Co | Stimulating low pressure natural gas producing wells |
| US4074536A (en) * | 1976-08-02 | 1978-02-21 | Halliburton Company | Oil well consolidation treating |
| SU821686A1 (ru) * | 1978-07-05 | 1981-04-15 | Сибирский Научно-Исследовательскийинститут Нефтяной Промышленности Министерства Нефтяной Промышленностиссср | Способ обработки призабойной зоныСКВАжиНы |
| US4427556A (en) * | 1980-10-14 | 1984-01-24 | Nl Industries, Inc. | Dispersible hydrophilic polymer compositions |
| US4992182A (en) * | 1985-11-21 | 1991-02-12 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
| SU1724854A1 (ru) * | 1989-03-21 | 1992-04-07 | Кубанский государственный университет | Состав дл селективной изол ции водопритоков в скважине |
| US5168930A (en) * | 1989-10-17 | 1992-12-08 | Ben W. Wiseman | Desiccant for well acidizing process |
| WO1992014031A1 (en) * | 1991-01-30 | 1992-08-20 | Atlantic Richfield Company | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions |
| EP0565042A2 (de) * | 1992-04-10 | 1993-10-13 | Hoechst Aktiengesellschaft | Verfahren zur Verringerung oder vollständiger Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas |
| US5368102A (en) * | 1993-09-09 | 1994-11-29 | Halliburton Company | Consolidatable particulate material and well treatment method |
| DE4434880A1 (de) * | 1994-09-29 | 1996-04-04 | Wacker Chemie Gmbh | Verfahren zur Förderung von Erdöl |
-
1996
- 1996-12-19 DE DE19653140A patent/DE19653140A1/de not_active Withdrawn
-
1997
- 1997-11-13 MY MYPI97005435A patent/MY123114A/en unknown
- 1997-12-01 ID IDP973807A patent/ID19226A/id unknown
- 1997-12-18 US US09/319,747 patent/US6165948A/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-18 DE DE59703323T patent/DE59703323D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-18 RU RU99115164/03A patent/RU2164291C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-12-18 EG EG135197A patent/EG21583A/xx active
- 1997-12-18 WO PCT/EP1997/007104 patent/WO1998027314A1/de active IP Right Grant
- 1997-12-18 CA CA002275487A patent/CA2275487C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-18 AU AU57594/98A patent/AU720370B2/en not_active Ceased
- 1997-12-18 EP EP97953845A patent/EP0951612B1/de not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-06-17 NO NO992966A patent/NO992966L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8138127B2 (en) | 2007-03-23 | 2012-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas | Compositions and methods for treating a water blocked well using a nonionic fluorinated surfactant |
| RU2453690C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Способ обработки углеводородной формации |
| US8403050B2 (en) | 2007-03-23 | 2013-03-26 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating a hydrocarbon-bearing formation with a fluid followed by a nonionic fluorinated polymeric surfactant |
| RU2485303C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2013-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Композиции и способы обработки скважины с водным барьером |
| US9353309B2 (en) | 2007-03-23 | 2016-05-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a formation with a solvent |
| US8261825B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods for improving the productivity of oil producing wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU5759498A (en) | 1998-07-15 |
| EG21583A (en) | 2001-12-31 |
| NO992966L (no) | 1999-08-19 |
| DE59703323D1 (de) | 2001-05-10 |
| DE19653140A1 (de) | 1998-06-25 |
| CA2275487C (en) | 2004-11-02 |
| CA2275487A1 (en) | 1998-06-25 |
| US6165948A (en) | 2000-12-26 |
| EP0951612B1 (de) | 2001-04-04 |
| EP0951612A1 (de) | 1999-10-27 |
| ID19226A (id) | 1998-06-28 |
| NO992966D0 (no) | 1999-06-17 |
| MY123114A (en) | 2006-05-31 |
| WO1998027314A1 (de) | 1998-06-25 |
| AU720370B2 (en) | 2000-06-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2164291C1 (ru) | Способ осушки содержащих неподвижные пластовые воды горных пород в радиусе дренирования газовых скважин и скважин подземных газохранилищ | |
| RU2163667C2 (ru) | Способ обработки водосодержащих скважин газовых месторождений и скважин подземных газохранилищ | |
| RU2166074C2 (ru) | Способ стабилизации газового потока в водоносных месторождениях природного газа и подземных газохранилищах | |
| WO1998027314A9 (de) | Verfahren zur austrocknung von immobiles formationswasser enthaltendem gestein im einzugsradius von erdgas- und gasspeicherbohrungen | |
| US20220127518A1 (en) | High stability polymer compositions for enhanced oil recovery applications | |
| US6972274B1 (en) | Method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
| US4708207A (en) | Scale removal treatment | |
| US5051197A (en) | Scale removal treatment | |
| NO176936B (no) | Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som inneholder fine partikler med en organosilisiumforbindelse | |
| AU2008322776A1 (en) | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment | |
| US3816184A (en) | Corrosion inhibiting process using silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
| CN109996930A (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| US20200385626A1 (en) | Invert-emulsion oil based mud formulation using calcium salt of fatty acid as primary emulsifier | |
| US5630474A (en) | Process for the extraction of crude oil | |
| RU2249670C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах | |
| JPS5841186A (ja) | 三次石油採収用キサンタン移動度調節溶液 | |
| WO2009144566A1 (en) | Treatment fluid and methods of enhancing scale squeeze operations | |
| US4528102A (en) | Chemically cleaning aqueous fluid of insoluble solids | |
| JP7404549B2 (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
| RU2149980C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта | |
| CN1240494A (zh) | 在天然气井和储气井的采气半径之内含固定地层水的岩石的干燥方法 | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2436826C1 (ru) | Способ упрочнения неустойчивых пород в процессе бурения скважин, преимущественно, пологих и горизонтальных | |
| RU2147671C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
| RU2130117C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051219 |