RU2430947C2 - Композиции и способы улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород - Google Patents

Композиции и способы улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород Download PDF

Info

Publication number
RU2430947C2
RU2430947C2 RU2009109759/03A RU2009109759A RU2430947C2 RU 2430947 C2 RU2430947 C2 RU 2430947C2 RU 2009109759/03 A RU2009109759/03 A RU 2009109759/03A RU 2009109759 A RU2009109759 A RU 2009109759A RU 2430947 C2 RU2430947 C2 RU 2430947C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
polyol
ether
composition
carbon atoms
hydrocarbons
Prior art date
Application number
RU2009109759/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009109759A (ru
Inventor
Гари А. ПОУП (US)
Гари А. Поуп
Джимми Р. Джр. БАРАН (US)
Джимми Р. Джр. БАРАН
Original Assignee
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем, 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани filed Critical Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем
Publication of RU2009109759A publication Critical patent/RU2009109759A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2430947C2 publication Critical patent/RU2430947C2/ru

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
    • C09K8/60—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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C09K8/604—Polymeric surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • 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
    • Y10S507/91—Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase
    • 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
    • Y10S507/922—Fracture 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)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Polyethers (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к обработке несущих углеводород геологических формаций. Технический результат - увеличение производительности нефтяных и/или газовых скважин с рассолом и/или конденсатом. Композиция для улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород, включающая неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где указанное ПАВ включает: по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный указанной формулой, содержащей перфторалкильную группу, и по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный другой указанной формулой, и растворитель - по меньшей мере, один полиол или полиоловый эфир, и по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, смесь. Способ обработки кластического образования, несущего углеводороды, включающий этап, на котором вводят указанную выше композицию в кластическое образование, несущее углеводороды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 табл., 2 ил.

Description

Предпосылки изобретения
В технике подземного бурения скважин известно, что в некоторых скважинах (например, некоторых нефтяных и/или газовых скважинах) присутствует рассол в несущих углеводород геологических формациях поблизости ствола скважины (также в технике известно как "призабойная зона скважины"). Рассол может быть природного происхождения (например, реликтовая вода) и/или может быть результатом операций, проведенных в скважине.
В случае некоторых скважин (например, некоторых газовых скважин) жидкие углеводороды (также известны в технике как "конденсаты") могут образовываться и накапливаться в призабойной зоне скважины. Присутствие конденсатов может вызывать большое снижение в относительной проницаемости газа и конденсатов, и, таким образом, производительность скважины снижается.
Присутствие рассола и/или газовых конденсатов в призабойной зоне скважины несущей углеводород геологической формации может ингибировать или останавливать получение углеводородов из скважины, и поэтому обычно является нежелательным.
Были опробованы различные подходы для увеличения производства углеводорода таких скважин. Один подход, например, включает операцию дробления и расклинивания (например, перед или одновременно с операцией гравийной засыпки) для усиления проницаемости несущей углеводород геологической формации, расположенной рядом со стволом скважины. Химические обработки (например, введение метанола) также применяли для улучшения производительности таких нефтяных и/или газовых скважин. Последние обработки типично вводят в призабойную зону скважины несущей углеводород геологической формации, где они взаимодействуют с рассолом и/или конденсатами для их замещения и/или растворения, таким образом, содействуя повышенному получению углеводорода их скважины.
Традиционные обработки для повышения получения углеводорода из скважин с рассолом и/или конденсатом в призабойной зоне скважины несущей углеводород геологической формации, тем не менее, часто относительно кратковременны, и требуют дорогой и продолжительной повторной обработки. Следовательно, существует постоянная потребность в альтернативных и/или улучшенных методиках для увеличения производительности нефтяных и/или газовых скважин с рассолом и/или конденсатом, присутствующими в призабойной зоне скважины несущей углеводород геологической формации.
Краткое описание
В одном аспекте данное изобретение представляет композицию, включающую неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:
(а) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000001
(b) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000002
Figure 00000003
или
Figure 00000004
где
Rf представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
каждый из R, R1 и R2 независимо представляют собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода;
n представляет собой целое число от 2 до 10;
ЕО представляет собой -СН2СН2О-;
каждый PO независимо представляет собой -СН(СН3)CH2O- или -СН2СН(СН3)O-;
каждый p независимо является целым числом от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо является целым числом от 0 до приблизительно 55; и
растворитель, включающий:
по меньшей мере, один полиол или полиоловый эфир, где полиол или полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; и
по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющий от 1 до 4 атомов углерода, или их смесь.
Типично, растворитель имеет способность, по меньшей мере, к одному из следующего: растворение или вытеснение рассола или конденсата в кластическое образование, несущее углеводороды. Хотя, не вдаваясь в теорию, композиции и способы по данному изобретению могут увеличивать производительность скважин растворением или замещением рассола и/или конденсата в кластическом образовании, несущем углеводороды, в сопровождении образования слоя поверхностно-активного вещества на или около породы в формировании в призабойной зоне скважины.
В некоторых вариантах осуществления растворитель включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, имеющий от 1 до 4 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления композиция в основном безводна. В некоторых вариантах осуществления композиция является гомогенной при температуре, по меньшей мере, 100°F (37,8°C). В некоторых вариантах осуществления полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 10 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления полиол и полиоловый эфир имеют нормальную точку кипения менее чем 450°F (232°C). В некоторых вариантах осуществления Rf представляет собой перфторбутил. В некоторых вариантах осуществления неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет среднечисленный молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 30000 грамм/моль.
В другом аспекте данное изобретение представляет способ обработки кластического образования, несущего углеводороды, способ включает введение композиции в кластическое образование, несущее углеводороды, где композиция включает неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:
(а) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000001
(b) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000002
Figure 00000003
или
Figure 00000004
где
Rf представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
каждый из R, R1 и R2 независимо представляют собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода; n представляет собой целое число от 2 до 10;
ЕО представляет собой -СН2СН2О-;
каждый РО независимо представляет собой -СН(СН3)CH2O- или -СН2СН(СН3)O-;
каждый p независимо является целым числом от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо является целым числом от 0 до приблизительно 55; и
растворитель, включающий:
по меньшей мере, один полиол или полиоловый эфир, где полиол или полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; и
по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющий от 1 до 4 атомов углерода, или их смесь,
где растворитель имеет способность, по меньшей мере, к одному из следующего: растворение или вытеснение рассола или конденсата в кластическом образовании, несущем углеводороды.
В некоторых вариантах осуществления растворитель способен, по меньшей мере, к одному растворению или вытеснению рассола в кластическом образовании, несущем углеводороды. В некоторых вариантах осуществления растворитель способен, по меньшей мере, к одному из растворения или вытеснения конденсата в кластическом образовании, несущем углеводороды. В некоторых вариантах осуществления полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 10 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления рассол включает реликтовую воду. В некоторых вариантах осуществления кластическим образованием, несущим углеводороды, является нисходящая скважина. В некоторых вариантах осуществления условия нисходящей скважины включают давление в диапазоне от приблизительно 1 бар до 1000 бар и температуру в диапазоне от приблизительно 100°F (37,8°C) до 400°F (204°C). В некоторых вариантах осуществления композицию вводят в кластическое образование, несущее углеводороды, во время и/или после дробления кластического образования, несущего углеводороды. В некоторых вариантах осуществления кластическое образование, несущее углеводороды, имеет ствол скважины, и способ дополнительно включает получение углеводородов из ствола скважины после введения композиции в кластическое образование, несущее углеводороды.
Композиции и способы по данному изобретению типично применяют, например, для повышения производительности нефтяных и/или газовых скважин, которые имеют рассол и/или конденсат, находящийся в призабойной зоне скважины кластического образования, несущего углеводороды.
Эффективность композиций по данному изобретению для улучшения производительности углеводорода отдельной нефтяной и/или газовой скважины, имеющей рассол (и/или конденсат), накапливаемый в призабойной зоне скважины, типично будет определяться способностью композиции растворять количество рассола (и/или конденсата), присутствующего в призабойной зоне скважины. Таким образом, при данной температуре потребуются большие количества композиций с более низкой растворимостью рассола (и/или конденсата) (например, композиции, которые могут растворять относительно более низкое количество рассола или конденсата), чем в случае композиций с более высокой растворимостью рассола (и/или конденсата) и содержащих то же поверхностно-активное вещество при той же концентрации.
Для облегчения понимания данного изобретения ниже определен ряд выражений. Выражения, которые определены в описании, принимают значения, общеизвестные для специалиста в областях, имеющих отношение к данному изобретению. Здесь терминологию применяют для описания специфических вариантов осуществления изобретения, но ее применение не ограничивает данное изобретение, за исключением изложенного в формуле изобретения.
Следующие определения выражений применяются во всем описании и формуле изобретения.
Выражение "рассол" означает воду с, по меньшей мере, одной растворенной солью электролита, (например, имеющую любую ненулевую концентрацию, составляющую менее 1000 ppm (частей на миллион по весу), или более 1000 ppm, более 10000 ppm, более 20000 ppm, 30000 ppm, 40000 ppm, 50000 ppm, 100000 ppm, 150000 ppm или даже более 200000 ppm).
Выражение "условия нисходящей скважины" означают температуру, давление, влажность и другие условия, что обычно обнаруживаются в подземных кластических образованиях.
Выражение "гомогенный" означает макроскопическую однородность по всей толще, а не предрасположенность к самопроизвольному макроскопическому разделению фаз.
Выражение "кластическое образование, несущее углеводороды" включает и кластические образования, несущие углеводороды в месторождении (т.е. подземные кластические образования, несущие углеводороды), и части таких кластических образований, несущих углеводороды (например, образцы керна).
Выражение "гидролизуемая силановая группа" означает группу, имеющую, по меньшей мере, одну часть Si-O-Z, которая подвергается гидролизу с водой при pH от приблизительно 2 до приблизительно 12, где Z представляет собой Н или замещенный или незамещенный алкил или арил.
Выражение "неионный" означает отсутствие ионных групп (например, соли) или групп (например, -СО2Н, -SO3H, -OSO3H, -Р(=O)(ОН)2), которые полностью ионизированы в воде.
Выражение "нормальная точка кипения" означает точку кипения при давлении в одну атмосферу (100 кПа).
Выражение "полимер" означает молекулу с молекулярным весом, по меньшей мере, 1000 грамм/моль, структура которой, главным образом, включает многократное повторение единиц, происходящих, фактически или концептуально, от молекул с относительно низкой молекулярной массой.
Выражение "полимерный" означает включающий полимер.
Выражение "растворитель" означает гомогенный жидкий материал (включающий любую воду, с которой его можно смешать), способный, по меньшей мере, частично растворять неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество (вещества), с которым его смешали при 25°С.
Выражение "поверхностно-активное вещество" означает поверхностно-активный материал.
Выражение "смешивающийся с водой" означает растворимый в воде во всех пропорциях.
Выражение "производительность", по отношению к скважине, означает способность скважины вырабатывать углеводороды; а именно, соотношение скорости потока углеводородов к падению давления, где падением давления является разница между средним пластовым давлением и динамическим давлением забойным давлением скважины при открытом устье (т.е., поток на единицу движущей силы).
Краткое описание графических материалов
Для более полного понимания признаков и преимуществ данного изобретения создали ссылку для детального описания вместе с сопровождающими графическими материалами, на которых:
Фиг.1 представляет собой схематическую иллюстрацию примера осуществления морской нефтегазовой платформы, на которой используется устройство для постепенной обработки призабойной зоны скважины по данному изобретению; и
Фиг.2 представляет собой схематическую иллюстрацию установки заводнения керна, применяемой для примеров.
Детальное описание изобретения
Применяемые композиции включают неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество и растворитель.
Применяемые неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества включают:
(а) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000001
(b) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000002
Figure 00000003
или
Figure 00000004
Rf представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода. Иллюстративные группы Rf включают перфторметил, перфторэтил, перфторпропил, перфторбутил (например, перфтор-п-бутил или перфтор-sec-бутил), перфторпентил, перфторгексил, перфторгептил и перфтороктил.
Каждый из R, R1 и R2 независимо представляют собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода (например, метил, этил, п-пропил, изопропил, бутил, изобутил или t-бутил).
n представляет собой целое число от 2 до 10.
EO представляет собой -CH2CH2O-.
Каждый РО независимо представляет собой -СН(СН3)CH2O- или -СН2СН(СН3)O-.
Каждый p независимо является целым числом от 1 до приблизительно 128.
Каждый q независимо является целым числом от 0 до приблизительно 55. В определенных вариантах осуществления q может находиться в диапазоне от 1 до 55, а соотношение p к q составляет, по меньшей мере, от 0,5, 0,75, 1 или 1,5 до 2,5, 2,7, 3, 4, 5, или более.Неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, описанные выше, обычно получают сополимеризацией:
(a) по меньшей мере, одного соединения, представленного формулой:
Figure 00000005
(b) по меньшей мере, одного соединения, представленного формулой:
Figure 00000006
Figure 00000007
или
Figure 00000008
Неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, описанные выше, можно получить, например, методиками, известными в технике (например, при помощи свободнорадикальной инициированной сополимеризации содержащего нонафторбутансульфонамидогруппу акрилата с поли(алкиленокси) акрилатом (например, моноакрилатом или диакрилатом) или их смесями). Регулируя концентрацию и активность инициатора, концентрацию мономеров, температуру и агенты передачи цепи, можно контролировать молекулярный вес сополимера полиакрилата. Описание получения таких полиакрилатов раскрыто, например, в патенте США №3787351 (Olson), который включен в данное описание ссылкой. Получение мономеров нонафторбутансульфонамидоакрилата описано, например, в патенте США №2803615 (Ahlbrecht et al.), который включен в данное описание ссылкой. Примеры фторалифатических полимерных сложных эфиров и их получение описаны в, например, патенте США №6664354 (Savu et al.), который включен в данное описание ссылкой. Способы, описанные выше для создания структур, содержащих нонафторбутилсульфонамидогруппу, можно применять для создания гептафторпропилсульфонамидогрупп, начиная с гептафторпропилсульфонилфторида, который можно получить, например, способами, описанными в примерах 2 и 3 патента США №2732398 (Brice et al.), включенного в данное описание ссылкой.
Приемлемые неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества типично имеют среднечисленный молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 10000 грамм/моль, 20000 грамм/моль или даже 30000 грамм/моль, хотя более высоки и более низкие молекулярные веса могут также применяться.
Также в пределах объема данного изобретения находится применение смесей неионных фторированных полимерных поверхностно-активных веществ.
В некоторых вариантах осуществления неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество не содержит гидролизуемых силановых групп. Это может быть преимуществом, например продление срока хранения композиции.
Типично, композиции по данному изобретению включают, по меньшей мере, от 0,01, 0,015, 0,02, 0,025, 0,03, 0,035, 0,04, 0,045, 0,05, 0,055, 0,06, 0,065, 0,07, 0,075, 0,08, 0,085, 0,09, 0,095, 0,1, 0,15, 0,2, 0,25, 0,5, 1, 1,5, 2, 3, 4 или 5% по весу вплоть до 5, 6, 7, 8, 9 или 10% по весу неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества от общего веса композиции. Например, количество неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества в композициях может находиться в диапазоне от 0,01 до 10; от 0,1 до 10, от 0,1 до 5, от 1 до 10, или даже в диапазоне от 1 до 5% по весу неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества, от общего веса композиции. Более низкие и более высокие количества неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества в композициях также могут применяться, и может быть желательно для некоторых применений.
Описанные здесь ингредиенты для композиций, включающих неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, растворитель и необязательно воду, можно комбинировать с помощью известных в технике методик для комбинирования этих типов материалов, включая применение традиционных магнитных мешалок или механической мешалки (например, совмещенный статический смеситель и рециркуляционный насос).
Растворитель включает, по меньшей мере, один полиол или полиоловый эфир и, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющий от 1 до 4 атомов углерода, или их смесь. В том случае, когда компонент растворителя является членом двух функциональных классов, он может применяться как любой класс, но не как оба. Например, метиловый эфир этиленгликоля может быть полиоловым эфиром или одноатомным спиртом, но не обоими одновременно.
В некоторых вариантах осуществления растворитель, главным образом, содержит (т.е. не содержит никаких компонентов, которые существенно затрагивают водорастворяющие или вытесняющие свойства композиции в условиях нисходящей скважины), по меньшей мере, один полиол с 2-25 (в некоторых вариантах осуществления 2-10) атомами углерода или полиоловый эфир с 2-25 (в некоторых вариантах осуществления 2-10) атомами углерода и, по меньшей мере, одноатомный спирт с 1-4 атомами углерода либо с 2-4 атомами углерода или кетон с 3-4 атомами углерода или их смеси.
Растворитель включает, по меньшей мере, один полиол и/или полиоловый эфир, который имеет от 2 до 25 (в некоторых вариантах осуществления 2-10) атомов углерода.
Как применяют здесь по отношению к растворителю выражение "полиол" означает органическую молекулу, состоящую из С, Н и О атомов, соединенных друг с другом при помощи одинарных связей С-Н, С-С, С-О, O-Н, и имеющую, по меньшей мере, две группы С-О-Н. Например, в некоторых вариантах осуществления приемлемые полиолы могут иметь от 2 до 8 атомов углерода или от 2 до 6 атомов углерода, и приемлемые полиоловые эфиры могут иметь от 3 до 10 атомов углерода, например от 3 до 8 атомов углерода или от 5 до 8 атомов углерода. Иллюстративные применимые полиолы включают этиленгликоль, пропиленгликоль, 1,3-пропандиол, триметилолпропан, глицерол, пентаэритриол и 1,8-октандиол. В некоторых вариантах осуществления приемлемые полиолы включают поли(пропиленгликоль), имеющий формулу Н[ОСН(СН3)СН2]nOH, где n является целым числом, по меньшей мере, от 2 и до 8 (в некоторых вариантах осуществления до 7, 6, 5, 4 или даже 3).
Как применяют здесь по отношению к растворителю выражение "полиоловый эфир" относится к органической молекуле, состоящей из атомов С, Н и О, соединенных друг с другом при помощи одинарных связей С-Н, С-С, С-O, O-Н, и которая, по меньшей мере, теоретически получается при помощи, по меньшей мере, частичной этерификации полиола. Иллюстративные применимые полиоловые эфиры включают монометиловый эфир диэтиленгликоля, монобутиловый эфир этиленгликоля и монометиловый эфир дипропиленгликоля. Полиол и/или полиоловый эфир может иметь нормальную точку кипения менее чем 450°F (232°C); например, для облегчения удаления полиола и/или полиолового эфира из скважины после обработки.
Растворитель дополнительно включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир и/или кетон, который может иметь до (и включая) 4 атома углерода. Признали, что, по определению эфиры должны иметь, по меньшей мере, 2 атома углерода, а кетоны должны иметь, по меньшей мере, 3 атома углерода.
Как применяют здесь по отношению к растворителю выражение "одноатомный спирт" относится к органической молекуле, полностью образованной из атомов С, Н и О, соединенных друг с другом при помощи одинарных связей С-Н, С-С, С-O, O-Н, и имеющей ровно одну группу С-О-Н. Иллюстративные одноатомные спирты с 1-4 атомами углерода включают метанол, этанол, п-пропанол, изопропанол, 1-бутанол, 2-бутанол, изобутанол и t-бутанол.
Как применяют здесь по отношению к растворителю выражение "эфир" относится к органической молекуле, полностью образованной из атомов С, Н и О, соединенных друг с другом при помощи одинарных связей С-Н, С-С, С-O, O-Н, имеющей, по меньшей мере, одну группу С-О-С.
Иллюстративные эфиры с 2-4 атомами углерода включают диэтиловый эфир, метиловый эфир этиленгликоля, тетрагидрофуран, p-диоксан и диметиловый эфир этиленгликоля.
Как применяют здесь по отношению к растворителю, выражение "кетон" относится к органической молекуле, полностью образованной из атомов С, Н и О, соединенных друг с другом при помощи одинарных связей С-Н, С-С, С-O и двойных связей С=O, имеющей, по меньшей мере, одну группу С-С(=O)-С. Иллюстративные кетоны с 3-4 атомами углерода включают ацетон, 1-метокси-2-пропанон и 2-бутанон.
Растворитель обычно способен растворять и/или вытеснять рассол и/или конденсат в кластическом образовании, несущем углеводороды. Например, растворитель может быть способен, по меньшей мере, к одному из растворения или вытеснения рассола в кластическом образовании, несущем углеводороды. Аналогично, растворитель может быть, например, способен, по меньшей мере, к одному из растворения или вытеснения конденсата в кластическом образовании, несущем углеводороды.
Каждый компонент растворителя может присутствовать как отдельный компонент или смесь компонентов. Количество растворителя типично варьирует инверсно с количеством компонентов в композициях по данному изобретению. Например, растворитель может составлять в композиции, по меньшей мере, от 10, 20, 30, 40 или 50% по весу или более до 60, 70, 80, 90, 95, 98 или даже 99% по весу или более от общего веса композиции.
Обычно количество неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества и растворителя (и типа растворителя) зависит от конкретного применения, поскольку условия скважин типично варьируют при различных глубинах отдельных скважин и даже со временем в данном месте в отдельной скважине. Преимущественно, композиции и способы по данному изобретению могут быть выполнены для отдельных скважин и условий.
Не вдаваясь в теорию, полагают, что более желательные результаты обработки скважины получают, когда композиция, применяемая в конкретной призабойной зоне скважины, является гомогенной при температуре(температурах) в призабойной зоне скважины. Соответственно, композиция, которую типично выбирают для обработки призабойной зоны скважины кластического образования, несущего углеводороды, типично является гомогенной, по меньшей мере, при одной температуре в призабойной зоне скважины.
В некоторых вариантах осуществления композиции по данному изобретению могут дополнительно включать воду (например, в растворителе). В некоторых вариантах осуществления композиции по данному изобретению в основном безводны (т.е. содержат менее чем 0,1% по весу воды от общего веса композиции).
Варианты осуществления композиций по данному изобретению могут применяться, например, для добычи углеводородов (например, по меньшей мере, одного из метана, этана, пропана, бутана, гексана, гептана или октана) из несущих углеводород подземных кластических образований (в некоторых вариантах осуществления преимущественно песчаник).
На фиг.1 схематически показана иллюстративная морская нефтегазовая платформа, имеющая общее обозначение 10. Полупогруженная платформа 12 помещена в центре над подводным кластическим образованием, несущим углеводороды, 14, расположенным под морским дном 16. Подводный нефтепровод 18 тянется от площадки 20 платформы 12 до устья установки 22, включающего противовыбросовые превенторы 24. Платформа 12 показана с подъемным устройством 26 и буровой вышкой 28 для подъема и понижения колонн труб, таких как спусковая колонна 30.
Ствол скважины 32 проходит через различные земные слои, включая кластическое образование, несущее углеводороды, 14. Крепление 34 скреплено цементом со стволом скважины 32 при помощи цемента 36. Спусковая колона 30 может включать различные средства, включая, например, сетчатый фильтр в сборе для борьбы с песком 38, который размещен в стволе скважины 32, примыкая к кластическому образованию, несущему углеводороды, 14. Также от платформы 12 через ствол скважины 32 тянется трубка подачи промывочного раствора 40, имеющая секцию нагнетания жидкости или газа 42, размещенную рядом с кластическим образованием, несущим углеводороды, 14, что показано с эксплуатационной зоной 48 между пакерами 44, 46. Когда нужно обработать область возле ствола скважины кластического образования, несущего углеводороды, 14, соседнюю с эксплуатационной зоной 48, спусковую колону 30 и трубу подачи промывочного раствора 40 опускают сквозь корпус 34, до тех пор, пока сетчатый фильтр в сборе для борьбы с песком 38 и секция нагнетания жидкости 42 не будут установлены рядом с областью возле ствола скважины кластического образования, несущего углеводороды, 14, включающего перфорации 50. Затем описанную тут композицию закачивают в трубу подачи 40 для постепенной обработки области возле ствола скважины 55 кластического образования, несущего углеводороды, 14.
Несмотря на то, что на графических материалах изображены морские работы, специалист данной области признает, что композиции и способы для обработки эксплуатационной зоны ствола скважины одинаково хорошо подходят для применения в наземных работах. Кроме того, несмотря на то, что на графических материалах изображена вертикальная скважина, специалисту данной области будет понятно, что композиции и способы для обработки ствола скважины по данному изобретению одинаково хорошо подходят для применения в искривленных скважинах, наклонных скважинах или горизонтальных скважинах.
Способы применения композиций, описанные тут, приемлемы, например, и для существующих, и для новых скважин. Как правило, полагают, что желательно учитывать продолжительность остановки, после того как описанные тут композиции контактировали с кластическими образованиями, несущими углеводороды. Иллюстративная продолжительность остановки составляет несколько часов (например, 1-12 часов), около 24 часов или даже несколько (например, 2-10) дней.
Специалисту данной области после рассмотрения данного описания будет понятно, что для осуществления данного изобретения нужно принимать во внимание различные факторы, включая, например, ионную силу композиции, pH (например, диапазон pH от приблизительно 4 до приблизительно 10) и радиальное напряжение вокруг ствола скважины (например, от приблизительно 1 бар (100 кПа) до приблизительно 1000 бар (100 МПа)).
Данное изобретение включает композиции и способы введения неионных фторированных полимерных поверхностно-активных веществ, которые модифицируют смачивающие способности породы в призабойной зоне скважины, несущей углеводород геологической формации для удаления рассола и/или конденсата. Хотя, не вдаваясь в теорию, полагают, что неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, как правило, адсорбируют к кластическим формациям при условиях нисходящей скважины и типично остаются на целевом объекте во время извлечения (например, 1 неделя, 2 недели, 1 месяц или дольше).
Композиции по данному изобретению типично применяют для обработки кластических образований, несущих углеводороды (например, кластическое образование, несущее углеводороды, которое преимущественно является песчаником), особенно тех, что содержат рассол и/или конденсат. Способ включает введение композиции по данному изобретению в кластическое образование, несущее углеводороды. Типично, после обработки по данному изобретению углеводороды потом получают из ствола скважины при повышенной скорости, по сравнению со скоростью до обработки.
Способ можно осуществить, например, в лабораторных условиях (например, образец керна (т.е., часть) кластического образования, несущего углеводороды) или в месторождении (например, на подземном кластическом образовании, несущем углеводороды, расположенном в колодце скважины). Типично, способы по данному изобретению применимы для условий низходящей скважины с давлением в диапазоне от приблизительно 1 бар (100 кПа) до приблизительно 1000 бар (100 МПа) и температурой в диапазоне от приблизительно 100°F (37,8°C) до 400°F (204°C), хотя также их можно применять для обработки кластических образований, несущих углеводороды, при других условиях.
Кроме рассола и/или конденсата в кластическом образовании, несущем углеводороды, могут присутствовать другие материалы (например, асфальтен или вода). Композиции и способы по данному изобретению можно также применять в этих случаях.
Композиции по данному изобретению можно вводить в кластические образования, несущие углеводороды, в скважины, применяя способы (например, нагнетание), хорошо известные специалистам области нефти и газа.
Гидравлическое дробление широко используют для повышения производительности скважин заблокированных рассолом и/или конденсатом, т.е. скважин с рассолом и/или конденсатом в призабойной зоне скважины в геологической формации, несущей углеводороды. Способ гидравлического дробления является относительно дорогим, и не может применяться, например, в случаях присутствия рассола или конденсата, поскольку может произойти дробление в несущих геологических участках с добавленным рассолом или конденсатом.
Тем не менее, в некоторых случаях может быть желательным использование методик дробления и/или расклинивающих агентов, известных в технике, в сочетании с данным изобретением для увеличения выработки при извлечении углеводорода из подземных кластических образований. Также может быть желательным обработка расклинивающим агентом с описанной тут композицией до введения в скважину. Песчаные расклинивающие агенты доступны, например, от Badger Mining Corp., Berlin, WI; Borden Chemical, Columbus, OH; Fairmont Minerals, Chardon, ОН. Термопластические расклинивающие агенты доступны, например, от Dow Chemical Company, Midland, MI; и BJ Services, Houston, TX. Расклинивающие агенты на основе глины доступны, например, от CarboCeramics, Irving, TX; и Saint-Gobain, Courbevoie, France. Расклинивающие агенты из керамического спеченного боксита доступны, например, от Borovichi Refractories, Borovichi, Russia; 3M Company, St. Paul, MN; CarboCeramics; и Saint Gobain. Расклинивающие агенты из стеклянных пузырьков и шариков доступны, например, от Diversified Industries, Sidney, British Columbia, Canada; и 3М Company.
В некоторых вариантах осуществления композиции по данному изобретению вводят в кластическое образование, несущее углеводороды, во время дробления, после дробления или во время и после дробления кластического образования, несущего углеводороды.
Преимущества и варианты осуществления данного изобретения дополнительно иллюстрируются следующими примерами, но отдельные материалы и их количества, что изложены в данных примерах, а также другие условия и подробности, не должны рассматриваться как ограничивающие данное изобретение. Если не указано иное, все части, проценты, соотношения и т.д. в примерах и остальной части данного описания находятся по весу. В таблицах "nd" означает "не определяли".
Примеры
Получение фторсодержащего поверхностно-активного вещества (фторсодержащего ПАВ) А
Фторсодержащее ПАВ А получали в основном как в примере 4 патента США №6664354 (Savu), кроме применения 15,6 грамм (г) 50/50 уайтспиритов/TRIGONOX-21-С50 органического перекисного инициатора (tert-бутил перокси-2-этилгексаноат, доступный от Akzo Nobel, Amhem, Netherlands) вместо 2,2'-азобисизобутиронитрила, и с 9,9 г 1-метил-2-пирролидинона, добавленного к загрузкам.
Получение фторсодержащего ПАВ В
Фторсодержащий ПАВ В получали в основном как в примере 4 патента США №6664354 (Savu), кроме применения N-метилперфторбутан-сульфонамидоэтилакрилата (MeFBSEA) и PLURONIC акрилата в весовом соотношении 38:62 и 15,6 г 50/50 уайтспиритов/TRIOGONOX-21-С50 органического перекисного инициатора вместо 2,2'-азобисизобутиронитрила и с 9,9 г 1-метил-2-пирролидинона, добавленного к загрузкам.
Примеры 1-24
Общая процедура
Фторсодержащий ПАВ А (0,06 грамм (г)) и два растворителя (Растворитель 1 и Растворитель 2, 3 г общего количества) добавили в сосуд для получения образца. Рассол (композиция: Са=2096 ppm (частей на тысячу), Sr=444 ppm, Ba=212 ppm, Mg=396 ppm, К=277 ppm, Na=21015 ppm, Fe (растворенный) = 9 ppm, Fe (всего)=10 ppm, противоион - хлорид, остаток - вода) (0,25 г) добавили в сосуд, сосуд встряхивали вручную и поместили в баню, нагретую до 90°С, на один час. Сосуд вытащили из бани, затем визуально осмотрели, чтобы определить является ли образец однофазным. Если образец являлся однофазным, повторяли добавление рассола, этапы встряхивания и нагревания, пока образец не разделялся на фазы.
Растворители, используемые для каждого примера, и исходные количества растворителей показаны в таблице 1 (ниже), где указанные весовые проценты рассола основаны на сложенном общем весе растворителей, рассола и ПАВ.
Таблица 1
Пример Растворитель 1 (части по весу) Растворитель 2 (части по весу) Рассол (вес.%) без фазового разделения Рассол (вес.%) с фазовым разделением
1 1,3-пропандиол (80) изопропанол (IPA) (20) 13,6 21,5
2 пропиленгликоль (PG) (70) IPA (30) 32,9 36,4
3 PG (90) IPA (10) 19,7 24,6
4 PG (80) IPA (20) 29 32,9
5 этиленгликоль (EG) (50) этанол (50) nd 24,6
6 EG (70) этанол (30) nd 24,6
7 Монобутиловый эфир пропиленгликоля (PGBE) (50) этанол (50) nd 24,6
8 PGBE (70) этанол (30) 14,0 19,7
9 Монометиловый эфир дипропиленгликоля (DPGME) (50) этанол (50) 47,3 49,5
10 DPGME (70) этанол (30) 47,3 49,5
11 Монометиловый эфир диэтиленгликоля (DEGME) (70) этанол (30) 32,9 36,4
12 Монометиловый эфир триэтиленгликоля (TEGME) (50) этанол (50) nd 24,6
13 TEGME (70) этанол (30) nd 24,6
14 1,8-октандиол (50) этанол (50) 51,5 nd
15 PG (70) тетрагидрофуран
(THF) (30)		 24,6 29,0
16 PG (70) ацетон (30) 29,0 32,9
17 PG (70) метанол (30) nd 24,6
18 PG (60) IPA (40) 39,5 42,4
19 2-бутоксиэтанол (BE) (80) этанол (20) 42,4 45,0
20 BE (70) этанол (30) 45,0 49,5
21 BE (60) этанол (40) 45,0 49,5
22 PG (70) этанол (30) 24,6 29,0
23 EG (70) IPA (30) 3,8 7,3
24 глицерол (70) IPA (30) nd 7,6
Примеры 25-30
Общую процедуру, описанную в примерах 1-24, проводили с модификацией, заключающейся в том, что фторсодержащее ПАВ В применяли вместо фторсодержащего ПАВ А. Растворители, используемые для каждого примера, и исходные количества растворителей показаны в таблице 2 (ниже), где указанные весовые проценты рассола основаны на сложенном общем весе растворителей, рассола и ПАВ.
Таблица 2
Пример Растворитель 1 (части по весу) Растворитель 2 (части по весу) Рассол (вес.%) без фазового разделения Рассол (вес.%) с фазовым разделением
25 PG (80) IPA (20) nd 24,6
26 PG (70) IPA (30) 24,6 29
27 PG (60) IPA (40) 29 32,9
28 DEGME (70) этанол (30) 24,6 29,0
29 DPGME (70) этанол (30) 36,4 39,5
Примеры 30-31
Процедуру, описанную в примерах 1-24, проводили со следующими модификациями. Количество используемого ПАВ составляло 0,12 г, и вместо рассола использовали воду. Растворители, используемые для каждого примера, и исходные количества растворителей показаны в таблице 3 (ниже), где указанные весовые проценты воды основаны на сложенном общем весе растворителей, рассола и ПАВ.
Таблица 3
Пример Растворитель 1 (части по весу) Растворитель 2 (части по весу) Вода (вес.%) без фазового разделения Вода (вес.%) с фазовым разделением
30 EG (70) IPA (30) 7,1 10,3
31 PG (70) IPA (30) 31,6 38,1
Примеры 32-33, иллюстративный пример 1 и сравнительный пример А
Общая процедура
Скомбинировали фторсодержащий ПАВ А (2% по весу) и два растворителя. Компоненты смешали вместе, применяя магнитный смеситель и магнитную мешалку. Растворители и количества (в вес.% от общего веса композиции), которые применяли в примерах 32 и 33, иллюстративном примере 1 и сравнительном примере А, изложены в таблице 4, ниже.
Таблица 4
Пример Растворитель 1 (вес.%) Растворитель 2 (вес.%)
32 PG (69) IPA (29)
33 DPGME (69) этанол (29)
Иллюстративный пример 1 PG (69) этанол (29)
Сравнительный пример А метанол (94) вода (4)
Оценка заводнения керна
Установка для заводнения керна
Схематическая диаграмма устройства для заводнения керна 100, которое применяли для определения относительной проницаемости образца субстрата (т.е. керна), показана на фигуре 2. Устройство для заводнение керна 100 включает поршневые насосы (модель №1458; получена от General Electric Sensing, Billerica, MA) 102 для введения жидкости 103 при постоянной скорости в жидкостные аккумуляторы 116. Многочисленные напорные отверстия 112 на кернодержателе высокого давления 108 (тип Hassler модель UTPT-1x8-3K-13, полученная от Phoenix, Houston TX) использовали для измерения падения давления через четыре секции (2 дюйма в длину каждая) керна 109. Дополнительное напорное отверстие 111 на кернодержателе 108 использовали для измерения падения давления по всей длине (8 дюймов) керна 109. В некоторых экспериментах для измерения давления не использовали напорные отверстия 112. Два регулятора обратного давления (модель №BPR-50; получена от Temco, Tulsa, OK) 104, 106 использовали для контроля гидродинамического давления на входе 106 и выходе 104 керна 109. Для оценки жидкости, проходящей через керн 109, встроен капиллярный вискозиметр 114. Капиллярный вискозиметр состоит из капиллярной трубки из нержавеющей стали (SS-316) с внешним диаметром 1/16 дюйма (0,15875 сантиметра (см)), приобретенный у Swagelok. Капиллярный вискозиметр использовали для определения вязкости выбранных жидкостей, а не для каждого эксперимента с заводнением керна.
Все устройство, за исключением поршневых насосов 102, заключалось внутри печи с регулировкой давления и температуры 110 (Модель DC 1406F; максимальные температурные данные 650°F (343°C), получена от SPX Corporation, Williamsport, PA) при 275°F (135°C). Максимальная скорость потока жидкости составляла 7000 мл/час. Поток жидкости проходил через вертикальный керн для избежания гравитационного отделения газа.
Субстраты
Субстратами для оценки заводнения керна являлись образцы керна песчаника Berea, используемые в примерах 32-33, иллюстративном примере 1 и сравнительном примере А (т.е. один керн для каждого примера или сравнительного примера). Характерные свойства данных образцов керна изложены в таблице ниже.
Таблица 5
Песчаник Berea
Диаметр, дюйм (см) 1,0 (2,54)
Длина, дюйм (см) 8,0 (20,32)
Объем пор, мл 20,6
Пористость, % 20,0
Пористость измеряли, применяя способ расширения газа или применяя разницу в весе между сухим и полностью насыщенным образцом керна. Объемом пор является суммарный объем продукта и пористой структуры.
Композиция синтетического конденсата
Синтетическую жидкость газовых конденсатов, содержащую 93 мольных процентов метана, 4 мольных процента n-бутана, 2 мольных процента n-декана и 1 мольный процент п-пентадекана применяли для оценки заводнения керна. Приблизительные значения различных свойств жидкости изложены в таблице 6 ниже.
Таблица 6
Температура конденсации, фунтов на кв. дюйм (Па) 4200 (2,9×107)
Давление керна, фунтов на кв. дюйм (Па) 1500 (1,0×107)
Выпадение жидкости, V/Vt% 3,2
Вязкость газа, сП 0,017
Вязкость нефти, сП 0,22
Поверхностное натяжение, дин/см 5,0
Получение керна
Керны, описанные в таблице 5, сушили в течение 72 часов в стандартной лабораторной печи при 95°С, а затем завернули в алюминиевую фольгу и термоусаживающуюся трубку (под торговой маркой "TEFLON HEAT SHRINK TUBING", полученную от Zeus, Inc., Orangeburg, SC). Согласно фиг.2 завернутый керн 109 поместили в кернодержатель 108 внутри печи 110 при 75°F (24°С). Использовали давление нагрузки 3400 фунтов на кв. дюйм (2,3°107 Па). Исходную однофазную газовую проницаемость измеряли с помощью азота или метана при динамическом давлении 1200 фунтов на кв. дюйм (8,3×106 Па).
Рассол, содержащий 92,25% воды, 5,9% хлорида натрия, 1,6% хлорида кальция, 0,23% гексагидрата хлорида магния и 0,05% хлорида калия, ввели в керн 109 следующим способом. Выходной конец кернодержателя соединили с вакуумным насосом и полный вакуум применяли в течение 30 минут с закрытым входным отверстием. К входному отверстию присоединили бюретку, содержащую рассол. Выходное отверстие закрыли, а входное отверстие открыли, чтобы позволить известному объему рассола поступать в керн. Например, установили 26% насыщение реликтовой водой (т.е. 26% объема пор керна заполнились водой), позволяя 5,3 мл рассола затечь в керн, перед тем как закрыли внутренний клапан. Проницаемость измеряли при насыщении реликтовой воды при помощи потока азота или метана при 1200 фунтов на кв. дюйм и 75°F (24°C).
Способ заводнения керна
Согласно фиг.2 завернутый керн 109 в кернодержателе 108 поместили в печь 110 при 275°F (135°C) на несколько часов, чтобы позволить ему достичь температуры резервуара. Затем синтетическую жидкость газовых конденсатов, описанную выше, ввели при скорости потока приблизительно 690 мл/час, пока не установилось равновесие. Регулятор обратного давления на входе 106 установили на приблизительно 4900 фунтов на кв. дюйм (3,38×107 Пa), выше давления конденсации жидкости, а регулятор обратного давления на выходе 104 установили на приблизительно 1500 фунтов на кв. дюйм (3,38×107 Пa), соответственно забойному давлению фонтанирующей скважины. Относительную проницаемость по газу перед обработкой затем рассчитали по уменьшению стационарного давления. Композицию поверхностно-активного вещества ввели в керн. После заполнения, по меньшей мере, 20 поровых объемов композицию поверхностно-активного вещества удерживали в керне при 275°F (135°C) приблизительно 15 часов. Описанную выше жидкость синтетического газового конденсата затем ввели снова при скорости потока приблизительно 690 мл/час с помощью поршневого насоса 102 до достижения состояния равновесия. Относительную проницаемость по газу после обработки затем рассчитали по уменьшению стационарного давления. После измерений относительной проницаемости ввели газ метан с помощью поршневого насоса 102 для вытеснения конденсата и измерения окончательной однофазной проницаемости газа, чтобы показать, что керн не поврежден.
Начальная однофазная проницаемость газа, измеренная до насыщения рассолом, начальное капиллярное число, относительная проницаемость по газу до обработки композицией поверхностно-активного вещества, относительная проницаемость по газу после обработки и соотношение относительных проницаемостей по газу после и перед обработкой (т.е. показатель улучшения) для примеров 32 и 33, иллюстративного примера 1 и сравнительного примера А изложены в таблице 7 ниже.
Таблица 7
  Пример 32 Пример 33 Иллюстративный пример 1 Сравнительный пример А
Проницаемость по газу, миллидарси (md) 88 62 269 231
Капиллярное число 1,4×10-5 7,3×10-6 6,5×10-6 1,1×10-5
Относительная проницаемость по газу перед обработкой 0,074 0,24 0,12 0,084
Относительная проницаемость по газу после обработки 0,13 0,40 0,12 0,084
Показатель улучшения 1,7 1,7 1,0 1,0
Полагают, что иллюстративный пример 1 не показал никакого улучшения при экспериментальном исследовании заводнения керна, потому что количество рассола, присутствующее в керне, было больше количества рассола, которое может растворяться композицией, как показано в примере 22.
Пример 34
Методика оценки заводнения керна и условия были описаны для примера 32, за исключением того, что заводнение керна проводили на пласте песчаника керна А со свойствами, изложенными в таблице 8 ниже.
Таблица 8
  Пласт керна А
Диаметр, дюйм (см) 1,0 (2,5)
Длина, дюйм (см) 4,5 (11,4)
Объем пор (мл) 6,2
Пористость (%) 10,8
Объем пор и значения пористости, которые показаны в таблице 8, определяли, как описано выше в примере 32 для образцов керна песчаника Berea.
Результаты экспериментального исследования заводнения керна представлены в таблице 9 ниже.
Таблица 9
  Пласт керна А
Проницаемость газа, md 61
Капиллярное число 1,5×10-5
Относительная проницаемость по газу перед обработкой 0,074
Относительная проницаемость по газу после обработки 0,13
Показатель улучшения 1,7
Пример 35
В сосуд поместили фторсодержащее ПАВ А (0,06 г), 1 г поли(пропиленгликоля) (молекулярный вес 425, полученный от Sigma-Aldrich, St. Louis, МО) и 1 г метанола. Сосуд встряхивали вручную, пока раствор не стал гомогенным. В 5 сосуд добавили 0,9 г рассола (композиция: 12% по весу хлорида натрия и 6% по весу хлорида кальция в воде). Сосуд встряхивали вручную и поместили в баню, нагретую до 160°С, на 15 минут. Сосуд вытащили из бани, визуально осмотрели и определяли, является ли содержимое однофазным без осадка.
Различные модификации и изменения данного изобретения могут быть выполнены специалистами данной области без отклонения от объема и сущности данного изобретения, и следует понимать, что данное изобретение не является несправедливо ограниченным иллюстративными вариантами осуществления, изложенными здесь.

Claims (18)

1. Композиция для улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород, включающая неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:
(а) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000001
; и
(b) по меньшей мере, один двухвалентный элемент, представленный формулой:
Figure 00000002
;
Figure 00000003
; или
Figure 00000004
;
где Rf представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
каждый из R, R1 и R2 независимо представляют собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода;
n представляет собой целое число от 2 до 10;
ЕО представляет собой -СН2СН2О-;
каждый РО независимо представляет собой -СН(СН3)CH2O- или -СН2СН(СН3)O-;
каждый p независимо является целым числом от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо является целым числом от 0 до приблизительно 55; и растворитель, включающий:
по меньшей мере, один полиол или полиоловый эфир, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; и по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющий от 1 до 4 атомов углерода, или смесь этого.
2. Композиция по п.1, где растворитель имеет способность, по меньшей мере, к одному из следующего: растворение или вытеснение рассола или конденсата в кластическое образование, несущее углеводороды.
3. Композиция по п.1, где указанный, по меньшей мере, один полиол или полиоловый эфир включает, по меньшей мере, один из этиленгликоля, пропиленгликоля, 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля.
4. Композиция по п.1, где растворитель включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, имеющий от 1 до 4 атомов углерода.
5. Композиция по п.1, где указанный, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющий от 1 до 4 атомов углерода, включает, по меньшей мере, один из метанола, этанола, изопропанола, тетрагидрофурана или ацетона.
6. Композиция по п.1, где композиция, в основном, безводна.
7. Композиция по п.1, где полиол или полиоловый эфир имеет нормальную точку кипения менее 450°F.
8. Композиция по п.1, где Rf представляет собой перфторбутил.
9. Композиция по п.1, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет среднечисленный молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 30000 грамм/моль.
10. Композиция по п.1, где полиол или полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 10 атомов углерода.
11. Способ обработки кластического образования, несущего углеводороды, включающий этап, на котором вводят композицию по любому из пп.1-10 в кластическое образование, несущее углеводороды.
12. Способ по п.11, где растворитель имеет способность, по меньшей мере, к одному из следующего: растворение или вытеснение рассола или конденсата в кластическом образовании, несущем углеводороды.
13. Способ по п.12, где рассол включает реликтовую воду.
14. Способ по п.11, где кластическое образование, несущее углеводороды, имеет, по меньшей мере, одну температуру, и где композиция является гомогенной при температуре.
15. Способ по п.11, где кластическое образование, несущее углеводороды, является нисходящей скважиной.
16. Способ по п.15, где условия нисходящей скважины включают давление в диапазоне от приблизительно 1 бар до 1000 бар и температуру в диапазоне от приблизительно 100°F до 400°F.
17. Способ по п.11, где композицию вводят в кластическое образование, несущее углеводороды, во время дробления, после дробления или во время и после дробления пластического образования, несущего углеводороды.
18. Способ по п.11, где кластическое образование, несущее углеводороды, имеет там ствол скважины, способ дополнительно включает этап, на котором получают углеводороды из ствола скважины после введения композиции в кластическое образование, несущее углеводороды.
RU2009109759/03A 2006-08-23 2007-08-22 Композиции и способы улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород RU2430947C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/508,498 2006-08-23
US11/508,498 US20080051300A1 (en) 2006-08-23 2006-08-23 Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009109759A RU2009109759A (ru) 2010-09-27
RU2430947C2 true RU2430947C2 (ru) 2011-10-10

Family

ID=39107655

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009109759/03A RU2430947C2 (ru) 2006-08-23 2007-08-22 Композиции и способы улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород

Country Status (7)

Country Link
US (2) US20080051300A1 (ru)
EP (1) EP2054485B1 (ru)
JP (1) JP2010501678A (ru)
CN (1) CN101535444B (ru)
AR (1) AR062492A1 (ru)
RU (1) RU2430947C2 (ru)
WO (1) WO2008024865A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016159834A1 (ru) * 2014-12-25 2016-10-06 Общество С Ограниченной Ответственностью "Автостанкопром" Жидкость для добычи низконапорного газа и нефти

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7772162B2 (en) * 2006-03-27 2010-08-10 Board Of Regents, The University Of Texas System Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
WO2008070704A1 (en) * 2006-12-07 2008-06-12 3M Innovative Properties Company Particles comprising a fluorinated siloxane and methods of making and using the same
WO2008089391A1 (en) * 2007-01-19 2008-07-24 3M Innovative Properties Company Fluorinated surfactants and methods of using the same
US20100025038A1 (en) * 2007-01-19 2010-02-04 Savu Patricia M Methods of using stable hydrocarbon foams
CN101835872B (zh) * 2007-03-23 2014-06-18 德克萨斯州立大学董事会 处理含烃地层的方法
RU2009138310A (ru) * 2007-03-23 2011-04-27 Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us) Способ обработки формации растворителем
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
EP2134803A4 (en) * 2007-03-23 2011-08-03 Univ Texas METHOD AND SYSTEM FOR TREATING HYDROCARBON FROST INFORMATION
CN101827913A (zh) * 2007-03-23 2010-09-08 德克萨斯州立大学董事会 处理压裂的地层的方法
EP2132240A4 (en) * 2007-03-23 2010-03-10 Univ Texas COMPOSITIONS AND METHOD FOR TREATING A WATER BLOCKED DRILL OXIDE
WO2009073484A2 (en) * 2007-11-30 2009-06-11 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods for improving the productivity of oil producing wells
US20100276142A1 (en) * 2007-12-05 2010-11-04 Skildum John D Method of treating proppants and fractures in-situ with fluorinated silane
US20100270020A1 (en) * 2007-12-21 2010-10-28 Baran Jr Jimmie R Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated anionic surfactant compositions
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
EP2240552B1 (en) * 2007-12-21 2012-02-29 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions
WO2009137285A1 (en) * 2008-05-05 2009-11-12 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine
US20110201531A1 (en) * 2008-06-02 2011-08-18 Board Of Regents, The University Of Texas System Method for Treating Hydrocarbon-Bearing Formations with Fluorinated Epoxides
US20110136704A1 (en) * 2008-06-02 2011-06-09 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods of Treating a Hydrocarbon-Bearing Formation, a Well Bore, and Particles
JP2011528725A (ja) * 2008-07-18 2011-11-24 スリーエム イノベイティブ プロパティズ カンパニー カチオン性フッ素化ポリマー組成物、及びそれを用いて炭化水素含有地層を処理する方法
WO2010080353A2 (en) * 2008-12-18 2010-07-15 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
US20120055668A1 (en) * 2009-05-11 2012-03-08 Wu Yong K Solvents and compositions for treating hydrocarbon-bearing formations
MX2012000413A (es) 2009-07-09 2012-02-08 3M Innovative Prosperties Company Metodos para tratar con compuestos anfotericos fluorados a las formaciones de carbonato que poseen hidrocarburos.
US8479813B2 (en) * 2009-12-16 2013-07-09 Luca Technologies, Inc. Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits
BR112013015611A2 (pt) 2010-12-20 2018-05-15 3M Innovative Properties Co métodos para tratamento de formações contendo hidrocarboneto e carbonato com óxidos de amina fluorado.
BR112013015923A2 (pt) 2010-12-21 2018-06-05 3M Innovative Properties Co método para tratamento de formações contendo hidrocarbonetos com amina fluorada.
WO2012125219A2 (en) 2011-01-13 2012-09-20 3M Innovative Properties Company Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides
AR088063A1 (es) 2011-09-30 2014-05-07 Momentive Specialty Chem Inc Agentes apuntalantes y metodos para regular su humectabilidad superficial
US9091622B2 (en) 2011-12-20 2015-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Capillary-based calibration standards for measurement of permeability
JP2014051863A (ja) * 2012-09-10 2014-03-20 Asahi Glass Co Ltd 炭化水素含有地層の処理方法、炭化水素の回収方法および炭化水素含有地層処理用組成物
US10106724B2 (en) 2012-11-19 2018-10-23 3M Innovative Properties Company Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ionic polymers
WO2014078825A1 (en) * 2012-11-19 2014-05-22 3M Innovative Properties Company Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same
US10017688B1 (en) 2014-07-25 2018-07-10 Hexion Inc. Resin coated proppants for water-reducing application
CN104761686B (zh) * 2015-03-20 2017-06-13 成都理工大学 一种含碳氢和碳氟疏水链的高分子表面活性剂的制备方法
CN104892855B (zh) * 2015-03-20 2017-06-13 成都理工大学 一种低渗透油藏采油用表面活性剂的制备方法
US20170218260A1 (en) * 2016-01-28 2017-08-03 Neilin Chakrabarty DME Fracing
WO2020100113A1 (en) 2018-11-16 2020-05-22 3M Innovative Properties Company Composition including solvent and fluorinated polymer and method of treating a hydrocarbon-bearing formation
US12031087B2 (en) * 2019-03-21 2024-07-09 Board Of Regents, The University Of Texas System Oxygenated solvents for improved production of oil and gas
CN113565480B (zh) * 2021-06-15 2022-04-05 大庆油田有限责任公司 一种含有脂肽的复合驱油剂及其使用方法
CN115929287B (zh) * 2022-10-13 2023-10-24 西南石油大学 一种裂缝封堵层承压分散能力测量装置

Family Cites Families (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1997580A (en) * 1932-08-31 1935-04-16 United States Gypsum Co Ceiling construction
US2732398A (en) * 1953-01-29 1956-01-24 cafiicfzsojk
US2803615A (en) * 1956-01-23 1957-08-20 Minnesota Mining & Mfg Fluorocarbon acrylate and methacrylate esters and polymers
US3554288A (en) * 1968-09-24 1971-01-12 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3653442A (en) * 1970-03-16 1972-04-04 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3902257A (en) * 1970-03-31 1975-09-02 Walter Hesener Educational game using transparencies containing questions thereon
US3787351A (en) * 1972-02-28 1974-01-22 Minnesota Mining & Mfg Use of soluble fluoroaliphatic oligomers in resin composite articles
US3902557A (en) * 1974-03-25 1975-09-02 Exxon Production Research Co Treatment of wells
US4018689A (en) * 1974-11-27 1977-04-19 The Dow Chemical Company Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids
US4460791A (en) * 1978-09-22 1984-07-17 Ciba-Geigy Corporation Oil recovery by fluorochemical surfactant waterflooding
US4557837A (en) * 1980-09-15 1985-12-10 Minnesota Mining And Manufacturing Company Simulation and cleanup of oil- and/or gas-producing wells
US4440653A (en) * 1982-03-08 1984-04-03 Halliburton Company Highly stable alcohol foams and methods of forming and using such foams
US4565639A (en) * 1983-01-07 1986-01-21 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production by remedial well treatment
US4609043A (en) * 1984-10-22 1986-09-02 Mobil Oil Corporation Enhanced oil recovery using carbon dioxide
US4702849A (en) * 1986-02-25 1987-10-27 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production from subterranean formations
US4767545A (en) * 1986-07-31 1988-08-30 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4997580A (en) * 1986-07-31 1991-03-05 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4993448A (en) * 1987-05-15 1991-02-19 Ciba-Geigy Corporation Crude oil emulsions containing a compatible fluorochemical surfactant
US4823873A (en) * 1987-12-07 1989-04-25 Ciba-Geigy Corporation Steam mediated fluorochemically enhanced oil recovery
US4921619A (en) * 1988-04-12 1990-05-01 Ciba-Geigy Corporation Enhanced oil recovery through cyclic injection of fluorochemicals
DE3904092A1 (de) 1989-02-11 1990-08-16 Hoechst Ag Verfahren zur stimulierung von oel- und gas-sonden bei der gewinnung von oel und gas aus unterirdischen formationen und stimulierungsmittel hierfuer
US5219476A (en) * 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
IT1229219B (it) * 1989-03-31 1991-07-26 Eniricerche S P A Agip S P A Composizione acquosa gelificabile e suo uso nel recupero assistito del petrolio.
US4975468A (en) * 1989-04-03 1990-12-04 Affinity Biotech, Inc. Fluorinated microemulsion as oxygen carrier
US4923009A (en) * 1989-05-05 1990-05-08 Union Oil Company Of California Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein
JPH03219248A (ja) 1989-08-08 1991-09-26 Konica Corp 弗素系界面活性剤を含む感光性塗布液
US5042580A (en) * 1990-07-11 1991-08-27 Mobil Oil Corporation Oil recovery process for use in fractured reservoirs
US5358052A (en) * 1990-12-20 1994-10-25 John L. Gidley & Associates, Inc. Conditioning of formation for sandstone acidizing
IT1245383B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
EP0593617B1 (en) * 1991-07-10 1996-05-08 Minnesota Mining And Manufacturing Company Fluorochemical water- and oil- repellent treating compositions
FR2679150A1 (fr) * 1991-07-17 1993-01-22 Atta Preparations comprenant un fluorocarbure ou compose hautement fluore et un compose organique lipophile-fluorophile, et leurs utilisations.
US5181568A (en) * 1991-09-26 1993-01-26 Halliburton Company Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations
US5247993A (en) * 1992-06-16 1993-09-28 Union Oil Company Of California Enhanced imbibition oil recovery process
JP2901855B2 (ja) 1993-10-06 1999-06-07 パレス化学株式会社 挿し芽用水揚げ剤
JP4006761B2 (ja) * 1993-12-29 2007-11-14 ダイキン工業株式会社 水中フッ素系オイル型エマルションおよび表面処理剤組成物
US5415229A (en) * 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
US5477924A (en) * 1994-12-20 1995-12-26 Imodco, Inc. Offshore well gas disposal
JPH08193021A (ja) 1995-01-13 1996-07-30 Kao Corp 整髪剤組成物及び整髪用エアゾールスプレー製品
US5733526A (en) * 1995-12-14 1998-03-31 Alliance Pharmaceutical Corp. Hydrocarbon oil/fluorochemical preparations and methods of use
GB9615044D0 (en) * 1996-07-17 1996-09-04 Bp Chem Int Ltd Oil and gas field chemicals and their use
DE19653136A1 (de) * 1996-12-19 1998-06-25 Wacker Chemie Gmbh Verfahren zur Stabilisierung des Gasflusses in wasserführenden Erdgaslagerstätten und Erdgasspeichern
CA2255413A1 (en) * 1998-12-11 2000-06-11 Fracmaster Ltd. Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing
US6127430A (en) * 1998-12-16 2000-10-03 3M Innovative Properties Company Microemulsions containing water and hydrofluroethers
US6274060B1 (en) * 1999-02-04 2001-08-14 Daikin Industries, Ltd. Water- and oil-repellent
EP1048711A1 (en) * 1999-03-03 2000-11-02 Ethyl Petroleum Additives Limited Lubricant compositions exhibiting improved demulse performance
US6443230B1 (en) * 1999-06-22 2002-09-03 Bj Services Company Organic hydrofluoric acid spearhead system
GB2371823B (en) * 1999-09-24 2004-09-01 Akzo Nobel Nv A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation
WO2001030873A1 (en) * 1999-10-27 2001-05-03 3M Innovative Properties Company Fluorochemical sulfonamide surfactants
US6660693B2 (en) * 2001-08-08 2003-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods for dewatering shaly subterranean formations
US6579572B2 (en) * 2001-08-13 2003-06-17 Intevep, S.A. Water-based system for altering wettability of porous media
US6689854B2 (en) * 2001-08-23 2004-02-10 3M Innovative Properties Company Water and oil repellent masonry treatments
US6805198B2 (en) * 2001-09-07 2004-10-19 Baker Hughes Incorporated Organic acid system for high temperature acidizing
US7256160B2 (en) * 2001-11-13 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids for delayed flow back operations
US6945327B2 (en) * 2003-02-11 2005-09-20 Ely & Associates, Inc. Method for reducing permeability restriction near wellbore
US6911417B2 (en) * 2003-04-29 2005-06-28 Conocophillips Company Water block removal with surfactant based hydrocarbonaceous liquid system
MX337349B (es) 2003-09-12 2016-02-29 Nalco Co Metodo y composicion para recuperar fluidos de hidrocarburos de un yacimiento subterraneo.
GB2406863A (en) 2003-10-09 2005-04-13 Schlumberger Holdings A well bore treatment fluid for selectively reducing water production
US7727710B2 (en) * 2003-12-24 2010-06-01 3M Innovative Properties Company Materials, methods, and kits for reducing nonspecific binding of molecules to a surface
DE602004012324T2 (de) * 2003-12-31 2009-03-19 3M Innovative Properties Co., St. Paul Wasser- und ölabweisende fluoracrylate
ATE505447T1 (de) 2004-09-02 2011-04-15 3M Innovative Properties Co Verfahren zur behandlung von porösem stein, bei dem eine fluorchemische zusammensetzung verwendet wird
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
US20070197401A1 (en) 2006-02-21 2007-08-23 Arco Manuel J Sandstone having a modified wettability and a method for modifying the surface energy of sandstone
US20070225176A1 (en) * 2006-03-27 2007-09-27 Pope Gary A Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016159834A1 (ru) * 2014-12-25 2016-10-06 Общество С Ограниченной Ответственностью "Автостанкопром" Жидкость для добычи низконапорного газа и нефти

Also Published As

Publication number Publication date
EP2054485A4 (en) 2010-07-28
US7585817B2 (en) 2009-09-08
EP2054485B1 (en) 2018-03-14
CN101535444A (zh) 2009-09-16
WO2008024865A3 (en) 2008-10-09
JP2010501678A (ja) 2010-01-21
US20080051300A1 (en) 2008-02-28
EP2054485A2 (en) 2009-05-06
AR062492A1 (es) 2008-11-12
US20080051551A1 (en) 2008-02-28
CN101535444B (zh) 2018-03-27
RU2009109759A (ru) 2010-09-27
WO2008024865A2 (en) 2008-02-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2430947C2 (ru) Композиции и способы улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород
RU2453690C2 (ru) Способ обработки углеводородной формации
RU2485303C2 (ru) Композиции и способы обработки скважины с водным барьером
US8043998B2 (en) Method for treating a fractured formation with a non-ionic fluorinated polymeric surfactant
US8138127B2 (en) Compositions and methods for treating a water blocked well using a nonionic fluorinated surfactant
US20080047706A1 (en) Method of obtaining a treatment composition for improving the productivity of hydrocarbon producing wells
US7772162B2 (en) Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US20070225176A1 (en) Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US20100181068A1 (en) Method and System for Treating Hydrocarbon Formations
WO2009073484A2 (en) Methods for improving the productivity of oil producing wells
EA022566B1 (ru) Катионный фторированный полимер и способ обработки нефтегазоносного пласта с его использованием

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200823