RU2619965C2 - Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы - Google Patents
Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2619965C2 RU2619965C2 RU2015139498A RU2015139498A RU2619965C2 RU 2619965 C2 RU2619965 C2 RU 2619965C2 RU 2015139498 A RU2015139498 A RU 2015139498A RU 2015139498 A RU2015139498 A RU 2015139498A RU 2619965 C2 RU2619965 C2 RU 2619965C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- acid
- formation
- oil
- emulsifying surfactant
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 143
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 129
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 116
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 83
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- -1 polyglucosides Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 claims abstract description 6
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 63
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 29
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 28
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 19
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 6
- DDGPBVIAYDDWDH-UHFFFAOYSA-N 3-[dodecyl(dimethyl)azaniumyl]-2-hydroxypropane-1-sulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC(O)CS([O-])(=O)=O DDGPBVIAYDDWDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- UAZLASMTBCLJKO-UHFFFAOYSA-N 2-decylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O UAZLASMTBCLJKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IXOCGRPBILEGOX-UHFFFAOYSA-N 3-[3-(dodecanoylamino)propyl-dimethylazaniumyl]-2-hydroxypropane-1-sulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)CS([O-])(=O)=O IXOCGRPBILEGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-M Methanesulfonate Chemical compound CS([O-])(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003146 anticoagulant agent Substances 0.000 claims description 3
- 229940127219 anticoagulant drug Drugs 0.000 claims description 3
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940071161 dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 claims description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 3
- AKRQHOWXVSDJEF-UHFFFAOYSA-N heptane-1-sulfonic acid Chemical compound CCCCCCCS(O)(=O)=O AKRQHOWXVSDJEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 125000005227 alkyl sulfonate group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 82
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 19
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 13
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 13
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- QYIGOGBGVKONDY-UHFFFAOYSA-N 1-(2-bromo-5-chlorophenyl)-3-methylpyrazole Chemical compound N1=C(C)C=CN1C1=CC(Cl)=CC=C1Br QYIGOGBGVKONDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropionic acid Chemical compound OCCC(O)=O ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 2
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- XJHCXCQVJFPJIK-UHFFFAOYSA-M caesium fluoride Chemical compound [F-].[Cs+] XJHCXCQVJFPJIK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229960005069 calcium Drugs 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 2
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NROKBHXJSPEDAR-UHFFFAOYSA-M potassium fluoride Chemical compound [F-].[K+] NROKBHXJSPEDAR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- BHHYHSUAOQUXJK-UHFFFAOYSA-L zinc fluoride Chemical compound F[Zn]F BHHYHSUAOQUXJK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KKMOSYLWYLMHAL-UHFFFAOYSA-N 2-bromo-6-nitroaniline Chemical compound NC1=C(Br)C=CC=C1[N+]([O-])=O KKMOSYLWYLMHAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LLWVBKQQPPRNEX-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropaneperoxoic acid Chemical compound CC(O)C(=O)OO LLWVBKQQPPRNEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CYDQOEWLBCCFJZ-UHFFFAOYSA-N 4-(4-fluorophenyl)oxane-4-carboxylic acid Chemical compound C=1C=C(F)C=CC=1C1(C(=O)O)CCOCC1 CYDQOEWLBCCFJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CBOCVOKPQGJKKJ-UHFFFAOYSA-L Calcium formate Chemical compound [Ca+2].[O-]C=O.[O-]C=O CBOCVOKPQGJKKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BCZXFFBUYPCTSJ-UHFFFAOYSA-L Calcium propionate Chemical compound [Ca+2].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O BCZXFFBUYPCTSJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L Zinc carbonate Chemical compound [Zn+2].[O-]C([O-])=O FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CANRESZKMUPMAE-UHFFFAOYSA-L Zinc lactate Chemical compound [Zn+2].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O CANRESZKMUPMAE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N acetic acid;zinc Chemical compound [Zn].CC(O)=O.CC(O)=O ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMBMSYHTUZQOEY-UHFFFAOYSA-K antimony(3+);2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [Sb+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O OMBMSYHTUZQOEY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- SEKOGOCBEZIJIW-UHFFFAOYSA-H antimony(3+);tricarbonate Chemical compound [Sb+3].[Sb+3].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O SEKOGOCBEZIJIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- NJGBSFDVMQSDTF-UHFFFAOYSA-K antimony(3+);triformate Chemical compound [Sb+3].[O-]C=O.[O-]C=O.[O-]C=O NJGBSFDVMQSDTF-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- XCSAHPBBCIBIQD-UHFFFAOYSA-K bis(2-hydroxypropanoyloxy)stibanyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound [Sb+3].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O XCSAHPBBCIBIQD-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- YXEDCURRROXRPL-UHFFFAOYSA-K bis[(2-hydroxyacetyl)oxy]stibanyl 2-hydroxyacetate Chemical compound [Sb+3].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O.OCC([O-])=O YXEDCURRROXRPL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- AQHPWSXVBRSMNR-UHFFFAOYSA-K bismuth;propanoate Chemical compound [Bi+3].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O.CCC([O-])=O AQHPWSXVBRSMNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- MFBGWESXOIGYSS-UHFFFAOYSA-K bismuth;triformate Chemical compound [Bi+3].[O-]C=O.[O-]C=O.[O-]C=O MFBGWESXOIGYSS-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- ZOAIGCHJWKDIPJ-UHFFFAOYSA-M caesium acetate Chemical compound [Cs+].CC([O-])=O ZOAIGCHJWKDIPJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FJDQFPXHSGXQBY-UHFFFAOYSA-L caesium carbonate Chemical compound [Cs+].[Cs+].[O-]C([O-])=O FJDQFPXHSGXQBY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000024 caesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- FNAQSUUGMSOBHW-UHFFFAOYSA-H calcium citrate Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O FNAQSUUGMSOBHW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000001354 calcium citrate Substances 0.000 description 1
- 229960004256 calcium citrate Drugs 0.000 description 1
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940095626 calcium fluoride Drugs 0.000 description 1
- 239000004281 calcium formate Substances 0.000 description 1
- 235000019255 calcium formate Nutrition 0.000 description 1
- 229940044172 calcium formate Drugs 0.000 description 1
- MKJXYGKVIBWPFZ-UHFFFAOYSA-L calcium lactate Chemical compound [Ca+2].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O MKJXYGKVIBWPFZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001527 calcium lactate Substances 0.000 description 1
- 235000011086 calcium lactate Nutrition 0.000 description 1
- 229960002401 calcium lactate Drugs 0.000 description 1
- 239000004330 calcium propionate Substances 0.000 description 1
- 235000010331 calcium propionate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- CHRHZFQUDFAQEQ-UHFFFAOYSA-L calcium;2-hydroxyacetate Chemical compound [Ca+2].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O CHRHZFQUDFAQEQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940100625 cerium Drugs 0.000 description 1
- QDYKYXCGXHGJGO-UHFFFAOYSA-M cesium;2-hydroxyacetate Chemical compound [Cs+].OCC([O-])=O QDYKYXCGXHGJGO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JQAJIZQDRZHQLO-UHFFFAOYSA-M cesium;2-hydroxypropanoate Chemical compound [Cs+].CC(O)C([O-])=O JQAJIZQDRZHQLO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YBZSHUAKOJGWRT-UHFFFAOYSA-M cesium;propanoate Chemical compound [Cs+].CCC([O-])=O YBZSHUAKOJGWRT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- XUPOZSRKIBXQCQ-UHFFFAOYSA-K di(propanoyloxy)stibanyl propanoate Chemical compound [Sb+3].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O.CCC([O-])=O XUPOZSRKIBXQCQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- JVLRYPRBKSMEBF-UHFFFAOYSA-K diacetyloxystibanyl acetate Chemical compound [Sb+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O JVLRYPRBKSMEBF-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000002028 dodecanols Chemical class 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- UEGPKNKPLBYCNK-UHFFFAOYSA-L magnesium acetate Chemical compound [Mg+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O UEGPKNKPLBYCNK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000011654 magnesium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000011285 magnesium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940069446 magnesium acetate Drugs 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004337 magnesium citrate Substances 0.000 description 1
- 229960005336 magnesium citrate Drugs 0.000 description 1
- 235000002538 magnesium citrate Nutrition 0.000 description 1
- CQQJGTPWCKCEOQ-UHFFFAOYSA-L magnesium dipropionate Chemical compound [Mg+2].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O CQQJGTPWCKCEOQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L magnesium fluoride Chemical compound [F-].[F-].[Mg+2] ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001635 magnesium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- OVGXLJDWSLQDRT-UHFFFAOYSA-L magnesium lactate Chemical compound [Mg+2].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O OVGXLJDWSLQDRT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000626 magnesium lactate Substances 0.000 description 1
- 235000015229 magnesium lactate Nutrition 0.000 description 1
- 229960004658 magnesium lactate Drugs 0.000 description 1
- 229940091250 magnesium supplement Drugs 0.000 description 1
- LZFFTXYPIUCBCO-UHFFFAOYSA-L magnesium;2-hydroxyacetate Chemical compound [Mg+2].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O LZFFTXYPIUCBCO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- GMDNUWQNDQDBNQ-UHFFFAOYSA-L magnesium;diformate Chemical compound [Mg+2].[O-]C=O.[O-]C=O GMDNUWQNDQDBNQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229960003975 potassium Drugs 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940093956 potassium carbonate Drugs 0.000 description 1
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 239000001508 potassium citrate Substances 0.000 description 1
- 229960002635 potassium citrate Drugs 0.000 description 1
- QEEAPRPFLLJWCF-UHFFFAOYSA-K potassium citrate (anhydrous) Chemical compound [K+].[K+].[K+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O QEEAPRPFLLJWCF-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000011082 potassium citrates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011698 potassium fluoride Substances 0.000 description 1
- 235000003270 potassium fluoride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PHZLMBHDXVLRIX-UHFFFAOYSA-M potassium lactate Chemical compound [K+].CC(O)C([O-])=O PHZLMBHDXVLRIX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001521 potassium lactate Substances 0.000 description 1
- 235000011085 potassium lactate Nutrition 0.000 description 1
- 229960001304 potassium lactate Drugs 0.000 description 1
- BWILYWWHXDGKQA-UHFFFAOYSA-M potassium propanoate Chemical compound [K+].CCC([O-])=O BWILYWWHXDGKQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004331 potassium propionate Substances 0.000 description 1
- 235000010332 potassium propionate Nutrition 0.000 description 1
- FIJPWGLOBMXXSF-UHFFFAOYSA-M potassium;2-hydroxyacetate Chemical compound [K+].OCC([O-])=O FIJPWGLOBMXXSF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940083542 sodium Drugs 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940001593 sodium carbonate Drugs 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 1
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000011083 sodium citrates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011775 sodium fluoride Substances 0.000 description 1
- 235000013024 sodium fluoride Nutrition 0.000 description 1
- 229960000414 sodium fluoride Drugs 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- VILMUCRZVVVJCA-UHFFFAOYSA-M sodium glycolate Chemical compound [Na+].OCC([O-])=O VILMUCRZVVVJCA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001540 sodium lactate Substances 0.000 description 1
- 235000011088 sodium lactate Nutrition 0.000 description 1
- 229940005581 sodium lactate Drugs 0.000 description 1
- JXKPEJDQGNYQSM-UHFFFAOYSA-M sodium propionate Chemical compound [Na+].CCC([O-])=O JXKPEJDQGNYQSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004324 sodium propionate Substances 0.000 description 1
- 235000010334 sodium propionate Nutrition 0.000 description 1
- 229960003212 sodium propionate Drugs 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 235000013337 tricalcium citrate Nutrition 0.000 description 1
- WDNRWJRRUZRRNB-UHFFFAOYSA-K tricesium;2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [Cs+].[Cs+].[Cs+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O WDNRWJRRUZRRNB-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- PLSARIKBYIPYPF-UHFFFAOYSA-H trimagnesium dicitrate Chemical compound [Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O PLSARIKBYIPYPF-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- WGIWBXUNRXCYRA-UHFFFAOYSA-H trizinc;2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [Zn+2].[Zn+2].[Zn+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O WGIWBXUNRXCYRA-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 239000004246 zinc acetate Substances 0.000 description 1
- 239000011667 zinc carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000010 zinc carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011746 zinc citrate Substances 0.000 description 1
- 235000006076 zinc citrate Nutrition 0.000 description 1
- 229940068475 zinc citrate Drugs 0.000 description 1
- SRWMQSFFRFWREA-UHFFFAOYSA-M zinc formate Chemical compound [Zn+2].[O-]C=O SRWMQSFFRFWREA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011576 zinc lactate Substances 0.000 description 1
- 235000000193 zinc lactate Nutrition 0.000 description 1
- 229940050168 zinc lactate Drugs 0.000 description 1
- MCOGTQGPHPAUJN-UHFFFAOYSA-L zinc;2-hydroxyacetate Chemical compound [Zn+2].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O MCOGTQGPHPAUJN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XDWXRAYGALQIFG-UHFFFAOYSA-L zinc;propanoate Chemical compound [Zn+2].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O XDWXRAYGALQIFG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего СЭПАВ и флюид водной основы, и введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Флюид для обработки подземного пласта, содержащий СЭПАВ, выбранное из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов и любой их комбинации, флюид водной основы и кислоту, где указанное СЭПАВ содержится в количестве, достаточном для образования в подземном пласте короткоживущей эмульсии типа «масло в воде». Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение производительности скважин. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США с серийным номером 61/814089, озаглавленной «Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества и связанные способы», поданной 19 апреля 2013 года, содержание которой полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Настоящее изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к флюидам для обработки, которые содержат слабоэмульгирующее («СЭ») поверхностно-активное вещество, и к связанным способам.
[0003] Флюиды для обработки могут быть использованы при различных обработках подземного пласта. Такие обработки включают, но не ограничиваются ими, интенсификацию притока и методы улучшения или увеличения нефтеотдачи. В настоящем документе термин «обрабатывать» или «обработка» относится к любой подземной операции, в которой используют флюид, выполняющий требуемую функцию и/или требуемое назначение. Термин «обрабатывать» или «обработка» не обязательно подразумевает какое-либо конкретное действие, выполняемое флюидом.
[0004] Одна из стандартных операций по интенсификации притока, при которой используют флюид для обработки, представляет собой гидравлический разрыв. Операции гидравлического разрыва обычно включают нагнетание флюида для обработки (например, жидкости для гидроразрыва) в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, под достаточным гидравлическим давлением для создания или усиления одной или более разломов или «трещин» в подземном пласте. Жидкость для гидроразрыва может содержать частицы твердого вещества, которые зачастую называют «частицами проппанта», оседающие в трещинах. Функция частиц проппанта, inter alia, заключается в предотвращении полного смыкания трещин при сбрасывании гидравлического давления, образовании проводящих каналов, через которые жидкости могут протекать в ствол скважины. После того как образовалась по меньшей мере одна трещина, и частицы проппанта, по существу, заняли свое место, вязкость жидкости для гидроразрыва обычно снижается, и жидкость для гидроразрыва может быть извлечена из пласта.
[0005] Другая операция по интенсификации притока, при которой используют флюид для обработки, представляет собой кислотную обработка. При кислотной обработке подземные пласты, содержащие растворимые в кислой среде компоненты, такие как компоненты, находящиеся в карбонатных пластах и песчаниках, приходят в контакт с флюидом для обработки, содержащим кислоту. Например, если хлористоводородная кислота контактирует и взаимодействует в пласте с карбонатом кальция, то карбонат кальция расходуется с образованием воды, диоксида углерода и хлорида кальция. После завершения кислотной обработки вода и соли, растворенные в ней, могут быть извлечены на поверхность, например, «обратным притоком» скважины, в результате чего в пласте остается одна или более пустот (например, каналов), которые повышают проницаемость пласта и могут увеличивать скорость, с которой впоследствии можно добывать углеводороды из пласта. Один из методов кислотной обработки, известный как «кислотный гидроразрыв», включает закачивание флюида для обработки, содержащего кислоту, в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте. Помимо одной или более трещин, увеличенных в пласте под действием гидроразрыва, кислотный флюид для обработки может обеспечивать в том же пласте еще одну или более пустот. Другой способ кислотной обработки, известный как «матричная кислотная обработка», включает закачивание флюида для обработки в пласт при более низком давлении, чем давление, которое обеспечивает образование или увеличение одной или более трещин в подземном пласте. Метод кислотной обработки также может обеспечивать образование одной или более пустот в пласте.
[0006] Поверхностно-активные вещества широко используют в операциях интенсификации притока, в том числе при гидравлическом разрыве и кислотной обработке (при кислотном гидроразрыве и матричной кислотной обработке). Поверхностно-активные вещества также могут быть использованы в операциях увеличенной или улучшенной нефтеотдачи. На выбор поверхностно-активного вещества для применения в таких способах и операциях обработки могут влиять многочисленные переменные, такие как поверхностное натяжение на границе раздела, смачиваемость, совместимость с другими добавками (такими как другие добавки, используемые при кислотных обработках) и склонность к эмульгированию. Во многих обычных способах и операциях обработки, таких как гидравлический разрыв и кислотная обработка, используют неэмульгирующие («НЭ») поверхностно-активные вещества во избежание образования плотных эмульсий между масляной и водной фазами в пласте. Плотные эмульсии предположительно блокируют течение нефти и газа из-за закупоривания отверстий пор, пустот, трещин или других каналов в пласте. Такое повреждение пласта может значительно снижать добычу.
[0007] Однако применение НЭ поверхностно-активных веществ при операциях интенсификации, таких как кислотная обработка, может приводить к неоптимальному потоку нефти и/или газа из пласта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0008] Настоящее изобретение и его преимущества станут более понятны со ссылкой на следующее описание вместе с сопровождающими чертежами, где:
[0009] На фиг. 1 представлен график, иллюстрирующий сравнение скоростей разделения масляной и водной фаз составов для кислотной обработки, содержащих НЭ поверхностно-активное вещество и СЭ поверхностно-активное вещество, через 10 минут после смешивания, измеренных при помощи анализатора эмульсий и дисперсий.
[0010] На фиг. 2 представлена фотография смесей образцов масляной и водной жидкостей, подвергнутых испытанию на осадкообразование, выполненному при температуре породы в скважине и в среде активной кислоты.
[0011] На фиг. 3 представлена фотография смесей образцов масляной и водной жидкостей, подвергнутых испытанию на осадкообразование, выполненному при температуре породы в скважине и в среде отработанной кислоты.
[0012] На фиг. 4 представлена диаграмма, иллюстрирующая сравнение производительности скважин, обработанных флюидами для обработки, содержащими СЭ поверхностно-активное вещество, и соседних скважин, обработанных флюидами для обработки, содержащими НЭ поверхностно-активное вещества.
[0013] Хотя настоящее изобретение может быть подвержено различным модификациям и альтернативным формам, на фигурах в качестве примера представлены некоторые иллюстративные варианты его реализации, подробно описанные в настоящем документе. Однако следует понимать, что описание конкретных вариантов реализации изобретения, представленное в настоящем документе, не предназначено для ограничения или определения настоящего изобретения до конкретных описанных форм, а напротив, настоящее изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в общую идею и рамки границ объема настоящего изобретения, определяемые приложенной формулой изобретения. Указанные фигуры ни в коем случае не следует использовать для ограничения значения заявленных терминов.
[0014] Особенности и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалистам в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов реализации изобретения, представленного ниже.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0015] Настоящее изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к флюидам для обработки, которые содержат СЭ поверхностно-активное вещество, а также к связанным способам.
[0016] Флюиды для обработки согласно настоящему изобретению содержат, в основном, СЭ поверхностно-активное вещество и флюид водной основы. Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут дополнительно содержать кислоту. Кроме того, во флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут быть включены другие добавки, подходящие для использования в конкретном применении, как понятно специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от настоящего изобретения.
[0017] Среди многих потенциальных достоинств и преимуществ способов и составов согласно настоящему изобретению, СЭ поверхностно-активное вещество во флюидах для обработки в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения может способствовать образованию одной или более короткоживущих эмульсий «масло в кислоте» или «масло в воде», которые могут увеличивать подвижность нефти и/или газа в подземном пласте, в то же время предотвращая или иным образом исключая образование плотных эмульсий между масляной и водной фазами в пласте. В частности, одна или более эмульсий «масло в кислоте» или «масло в воде», образованных флюидами для обработки согласно некоторым вариантам реализации, могут иметь более низкое поверхностное натяжение на границе раздела масляной и водной фаз, усиливая, таким образом, склонность молекул нефти и/или газа мигрировать из внутренней части пласта в ствол скважины. Кроме того, указанные коротко живущие эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде» могут диспергировать дополнительные капли нефти и/или газа в кислотной или водной фазе и обеспечивать возможность деформации и продавливания указанных молекул нефти и/или газа через тонкие пространства пор в пластовой породе. В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество в флюиде для обработки может адсорбироваться на поверхности породы подземного пласта и/или на одной или более молекулах нефти и/или газа в подземном пласте, увеличивая вероятность десорбции нефти и/или газа из породы в подземном пласте. В некоторых вариантах реализации изобретения короткоживущие эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде» могут дополнительно или вместо этого временно задерживать расход кислоты, что потенциально приводит к образованию более крупных пустот или каналов в породе пласта.
[0018] СЭ поверхностно-активные вещества некоторых флюидов для обработки согласно настоящему изобретению могут обеспечивать возможность предотвращения и/или диспергирования кислотного шлама. Кислотный шлам может обусловливать существенное повреждение скважины во время кислотной обработки, например, из-за закупоривания отверстий пор в подземном пласте, таким образом, препятствуя или существенно мешая прохождению нефти и/или газа через пласт в ствол скважины. Кислотный шлам предположительно может образовываться во время кислотной интенсификации из-за взаимодействия между сильной кислотой в составах для кислотной обработки (например, 15% кислота HCl) и асфальтеновыми или парафиновыми соединениями в нефти и/или газе. См. Reitjens, М. и Nieuwpoort, М. 1999. Acid-Sludge: How Small Particles Can Make a Big Impact. Документ SPE 54727, представленный на Европейской конференции общества инженеров-нефтяников, посвященной повреждению пласта (SPE European Formation Damage Conference), Гаага, Нидерланды, 31 мая - 1 июня. http://dx.doi.org/10.2118/54727-MS (имеется также на странице http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00054727&soc=SPE). Шлам также может стать достаточно большим для закупоривания отверстий пор в пласте, вызывая повреждение пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активные вещества могут диффундировать к границе раздела между масляной и водной фазами для противодействия или иного предотвращения влияния асфальтеновых или парафиновых соединений на указанной границе раздела, предупреждая, таким образом, их выход из масляной фазы. В некоторых вариантах реализации это может обеспечивать возможность применения кислотных флюидов для обработки без необходимости в дополнительных агентах для предотвращения образования шлама. Точно так же, наличие СЭ поверхностно-активного вещества в некоторых флюидах для обработки согласно настоящему изобретению, может обеспечивать возможность исключения необходимости введения дополнительных проникающих поверхностно-активных веществ во флюиды для обработки согласно указанным вариантам реализации.
[0019] Соответственно, флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут обеспечивать значительное преимущество при добыче нефти и/или газа, по сравнению с применением флюидов для обработки, содержащих вместо этого НЭ поверхностно-активные вещества. НЭ поверхностно-активные вещества, в отличие от СЭ поверхностно-активных веществ согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения, обычно используют для подавления степени образования эмульсий, включая эмульсии «масло в кислоте», «масло в воде» или другие эмульсии «масло в водной фазе». Например, на фиг. 1 представлено сравнение эмульгирующей способности флюидов для обработки, содержащих НЭ поверхностно-активное вещество, и флюидов для обработки, содержащих СЭ поверхностно-активное вещество. В частности, на фиг. 1 показаны скорости разделения нефти и кислоты, определенные при помощи анализатора эмульсий и дисперсий, через 10 минут после смешивания с флюидов для обработки, содержащих либо НЭ поверхностно-активное вещество, либо СЭ поверхностно-активное вещество (которые в остальном идентичны) при содержании поверхностно-активного вещества 4000 ppm (0,4%). Как показано на фиг. 1, флюид для обработки, содержащий СЭ поверхностно-активное вещество, имеет более низкую скорость разделения по ее показателю (порядок 0-1), измеренную при помощи анализатора эмульсий и дисперсий, по сравнению со скоростью разделения флюида для обработки, содержащего НЭ поверхностно-активное вещество. Более низкая скорость разделения составов, содержащих СЭ, может показывать, среди прочего, что СЭ поверхностно-активное вещество имеет более высокую эмульгирующую способность, чем НЭ поверхностно-активное вещество.
[0020] СЭ поверхностно-активные вещества, подходящие для применения в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения, включают любое поверхностно-активное вещество, способное образовывать относительно коротко живущие или временные эмульсии «масло в кислоте», «масло в воде» или другую эмульсию «масло в водной фазе». В некоторых вариантах реализации изобретения подходящие СЭ поверхностно-активные вещества могут быть охарактеризованы по их способности образовывать эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде», которые разрушаются и преобразуются при воздействии на эмульсию сдвиговых сил. Так, в некоторых вариантах реализации изобретения применение флюида для обработки, содержащего СЭ поверхностно-активное вещество, в пласте может приводить к получению эмульсий, которые разрушаются и преобразуются при воздействии на них сдвиговых сил в пласте.
[0021] В некоторых вариантах реализации изобретения пригодность поверхностно-активного вещества в качестве СЭ поверхностно-активного вещества зависит от одной или более характеристик сырой нефти и/или газа в пласте (такой как одна или более характеристик сырой нефти и/или газа в пласте, описанном в настоящем документе). Так, в некоторых вариантах реализации изобретения может потребоваться анализ сырой нефти для определения подходящего СЭ поверхностно-активного вещества для применения в пласте, содержащем анализированную сырую нефть. Кроме того, в некоторых вариантах реализации возможность поверхностно-активного вещества действовать как слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество может быть подтверждена соответствующими испытаниями, такими как испытания динамического поверхностного натяжения, межфазового поверхностного натяжения, смачиваемости, эмульгирующей способности и/или способности к осадкообразованию, известными в данной области техники. См., например, Xu, L. и Fu, Q. 2012. Ensuring Better Well Stimulation in Unconventional Oil and Gas Formations by Optimizing Surfactant Additives. Документ SPE 154242, подготовленный для презентации на Восточной региональной встрече инженеров-нефтяников (SPE Western Regional Meeting) в Бейкерсфильде, штат Калифония, США, 19-23 марта 2012 года; Grattoni, С.A., Chiotis, E.D. и Dawe, R.A. 1995. Determination of Relative Wettability of Porous Sandstones by Imbibition Studies. Journal of Chem. Tech. and Biotech., 64 (1): 17-24. doi: 10.1002/jctb.280640104; Hirasaki, G., Zhang, D.L. 2004. Surface Chemistry of Oil Recovery From Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations. SPE Journal, 9 (2): 15-162. doi: 10.2118/88365-PA; Somasundaran, P. и Zhang, L. 2006. Adsorption of Surfactants on Minerals for Wettability Control in Improved Oil Recovery Processes. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52 (1-4): 198-212. doi:10.1016/j.petrol.2006.03.022; Tadros, T.F. 2005. Applied Surfactants: Principles and Applications, Wiley-VCH; Tongcumpou, C, Acosta, E.J., Quencer, L.B., Joseph, A.F., Scamehorn, J.F., Sabatini, D.A., Yanumet, N. и Chavadej, S. 2005. Microemulsion Formation and Detergency with Oily Soils: III. Performance and Mechanisms. Journal of Surfactants and Detergents, 8 (2): 147-156. doi: 10.1007/s11743-005-340-8. Специалисты в данной области техники, имеющие выгоду от настоящего изобретения, знают, как определить, является ли поверхностно-активное вещество подходящим слабоэмульгирующим поверхностно-активным веществом для конкретной сырой нефти.
[0022] В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество может быть катионным, тогда как в других вариантах реализации оно может быть анионным или, в других вариантах реализации, амфотерным, цвиттер-ионным или неионогенным, соответственно. В некоторых вариантах реализации требуемая ионизация, при ее наличии, СЭ поверхностно-активного вещества по меньшей мере частично может быть определена по одной или более характеристикам нефти и/или газа в подземном пласте. Например, заряд СЭ поверхностно-активного вещества согласно некоторым вариантам реализации флюида для обработки может быть таким, что СЭ поверхностно-активное вещество может вызывать парные взаимодействия (такие как, например, электростатические взаимодействия) в одной или более молекулами нефти и/или газа в подземном пласте. Механизм парного взаимодействия рассмотрен учеными Salehi et al., которые показали, что два главных механизма, отвечающих за изменение смачиваемости породы пласта, смоченной нефтью и смоченной некоторой комбинацией, представляют собой образование ионной пары и адсорбцию молекул поверхностно-активного вещества за счет взаимодействий с компонентами сырой нефти, адсорбированными на поверхности породы. См. Salehi, М., Johnson, S.J. и Liang, J.T. 2008. Mechanistic Study of Wettability Alteration using Surfactants with Applications in Naturally Fractures Reservoirs. Langmuir 24 (24): 14099-107, http://dx/doi/org/10.1021/la802464u (также имеется на странице http://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/la802464u). Например, вероятность десорбции нефти из породы повышается за счет использования анионного поверхностно-активного вещества, которое спаривается с катионными молекулами нефти за счет электростатических взаимодействий.
[0023] Так, если нефть и/или газ в подземном пласте содержит, главным образом, щелочные соединения, которые обычно имеют положительный заряд по своей природе, СЭ поверхностно-активное вещество согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения может быть анионным, чтобы оно могло вызывать электростатические парные взаимодействия с положительно заряженными молекулами нефти и/или газа. В других случаях нефть и/или газ в подземном пласте может содержать смесь щелочных и кислотных соединений. В таких случаях может быть выгодно использовать амфотерное и/или цвиттер-ионное СЭ поверхностно-активное вещество согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения.
[0024] Кроме того, амфотерные и/или цвиттер-ионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут демонстрировать разный заряд и/или реакционную способность в различных диапазонах pH. Например, некоторые СЭ поверхностно-активные вещества, которые являются амфотерными и/или цвиттер-ионными при pH менее примерно 2, могут становиться анионными, катионными или неионогенными при pH более примерно 2. Поскольку pH в скважине при кислотной обработке может меняться (например, pH может повышаться от диапазонов 0-1 до примерно 4 по мере расходования кислоты), то в процессе кислотной обработки могут меняться характеристики СЭ поверхностно-активного вещества согласно некоторым вариантам реализации.
[0025] Другие характеристики нефти и/или газа в пласте, которые могут влиять на определение требуемого заряда СЭ поверхностно-активного вещества, включают, но не ограничиваются ими, массовые содержания насыщенных соединений, ароматических соединений, смол и асфальтенов.
[0026] Подходящие неионогенные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут включать, но не ограничиваются ими: этоксилированные спирты и полиглюкозиды. В некоторых вариантах реализации неионогенные СЭ поверхностно-активные вещества могут включать этоксилированные длинноцепочечные спирты (например, этоксилированный додеканол). Этоксилирование может находиться в любом положении цепи спирта. Подходящие катионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации могут включать, но не ограничиваются ими: алкиламмония бромиды. В некоторый вариантах реализации алкильная цепь алкиламмония бромида может быть любой длины от 1 до 50 атомов углерода и быть разветвленной или неразветвленной. Так, например, иллюстративный вариант реализации может содержать алкиламмония бромид, который содержит алкильный компонент с 16 атомами углерода в цепи (например, цетилтриметиламмония бромид). Подходящие анионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации могут включать, но не ограничиваются ими: алкилсульфонаты (например, метилсульфонат, гептилсульфонат, децилбензолсульфонат, додецилбензолсульфонат и т.д.) и алкоксилированные сульфаты. Подходящие амфотерные и/или цвиттер-ионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации могут включать, но не ограничиваются ими, гидроксисультаины (например, кокоамидопропилгидроксисультаин, лаурамидопропилгидроксисультаин, лаурилгидроксисультаин и т.д.).
[0027] В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться во флюиде для обработки в количестве, достаточном для образования одной или более относительно короткоживущей эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде» в подземном пласте. Например, в некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться в флюиде для обработки в количестве от примерно 0,1 до 50 галлонов поверхностно-активного вещества на тысячу галлонов кислоты, воды и/или другой водной основы («gpt») или, иными словами, приблизительно 100-50000 ppm. В других иллюстративных вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться в флюиде для обработки в количестве от примерно 2 до 40 gpt (приблизительно от 2000 ppm до 40000 ppm) или, в других вариантах реализации, от примерно 3 до 25 gpt (приблизительно от 3000 ppm до 25000 ppm). В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться в флюиде для обработки в количестве от примерно 4 gpt до примерно 18 gpt (приблизительно от 4000 ppm до 18000 ppm). В некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может быть добавлено в флюид для обработки вместо одного или более других компонентов, которые в противном случае обычно содержатся в нем (например, пропитывающие поверхностно-активные вещества или агенты для предотвращения образования шлама). В таких вариантах реализации может потребоваться содержание СЭ поверхностно-активного вещества на верхнем пределе указанных выше диапазонов.
[0028] Флюид водной основы, используемый в некоторых вариантах реализации флюидов для обработки согласно настоящему изобретению, может содержать пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более солей, растворенных в ней), рассол (например, насыщенную соленую воду), морскую воду или любую их комбинацию. Как правило, вода может быть из любого источника, при условии, что она не содержит компонентов, которые могут негативно влиять на стабильность флюидов для обработки согласно настоящему изобретению. Специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от настоящего описания, понятно, какие компоненты могут негативно влиять на стабильность и/или характеристики флюидов для обработки согласно настоящему изобретению.
[0029] Кислота, необязательно используемая в некоторых вариантах реализации флюидов для обработки согласно настоящему изобретению, может содержать любую кислоту, подходящую для применения при кислотной обработке, такой как матричная кислотная обработка или кислотный гидроразрыв. Примеры кислот, подходящих для применения в различных вариантах реализации, включают, но не ограничиваются ими: хлористоводородную кислоту, фтористоводородную кислоту, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, гидроксиуксусную кислоту, молочную кислоту, фтористоводородную кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, угольную кислоту и этилендиаминтетрауксусную кислоту. Пример подходящей имеющейся в продаже кислоты представляет собой «VOLCANIC ACID II™» производства Halliburton Energy Services, Inc. Альтернативно или в комбинации с одной или более кислотами флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут содержать соль кислоты. Термин «соль» кислоты, используемый в настоящем документе, относится к любому соединению, которое имеет такую же базовую формулу, что и указанная кислота, но один из водородных катионов в ней заменен на другой катион (например, катион сурьмы, висмута, калия, натрия, кальция, магния, церия или цинка). Примеры подходящих солей кислот включают, но не ограничиваются ими, ацетат натрия, формиат натрия, цитрат натрия, гидроксиацетат натрия, лактат натрия, фторид натрия, пропионат натрия, карбонат натрия, ацетат кальция, формиат кальция, цитрат кальция, гидроксиацетат кальция, лактат кальция, фторид кальция, пропионат кальция, карбонат кальция, ацетат цезия, формиат цезия, цитрат цезия, гидроксиацетат цезия, лактат цезия, фторид цезия, пропионат цезия, карбонат цезия, ацетат калия, формиат калия, цитрат калия, гидроксиацетат калия, лактат калия, фторид калия, пропионат калия, карбонат калия, ацетат магния, формиат магния, цитрат магния, гидроксиацетат магния, лактат магния, фторид магния, пропионат магния, карбонат магния, ацетат цинка, формиат цинка, цитрат цинка, гидроксиацетат цинка, лактат цинка, фторид цинка, пропионат цинка, карбонат цинка, ацетат сурьмы, формиат сурьмы, цитрат сурьмы, гидроксиацетат сурьмы, лактат сурьмы, фторид сурьмы, пропионат сурьмы, карбонат сурьмы, ацетат висмута и формиат висмута, цитрат висмута, гидроксиацетат висмута, лактат висмута, фторид висмута, карбонат висмута и пропионат висмута. Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут содержать любую комбинацию двух или более кислот и/или их солей.
[0030] Необязательная кислота (и/или ее соль) может содержаться во флюиде для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения в количестве, достаточном для того, чтобы флюид для обработки стал кислым. В некоторых вариантах реализации pH может быть менее примерно 7. В других вариантах реализации pH флюида для обработки может быть менее примерно 6 или в других вариантах реализации менее примерно 5. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки может быть сильнокислотным (т.е. иметь pH менее примерно 3 или в других вариантах реализации менее примерно 2). В некоторых вариантах реализации pH может быть приблизительно 0. Так, например, в некоторых вариантах реализации кислота (и/или ее соли) может содержаться в диапазоне от примерно 1% по массе флюида для обработки до примерно 30% по массе флюида для обработки. В некоторых вариантах реализации кислота (и/или ее соли) может содержаться в флюиде для обработки в диапазоне от примерно 5% по массе флюида для обработки до примерно 20% по массе флюида для обработки. В других вариантах реализации флюид для обработки может быть 100% кислотой (до добавления слабоэмульгирующего) СЭ) поверхностно-активного вещества и любых других добавок, рассмотренных в настоящем документе).
[0031] Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут содержать растворители, такие как ксилол, толуол, ароматические растворители или бутилгликоль. Так, например, флюид для обработки согласно некоторым вариантам реализации может содержать монобутиловый эфир этиленгликоля.
[0032] Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут содержать частицы (такие как частицы проппанта или частицы гравия), подходящие для применения в подземных применениях. Частицы, подходящие для применения согласно настоящему описанию, могут содержать любой материал, подходящий для применения в подземных операциях. Подходящие дисперсные материалы включают, но не ограничиваются ими, песок, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, частицы ореховых скорлуп, отвержденные смолистые частицы, содержащие частицы ореховых скорлуп, частицы шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, содержащие частицы шелухи семян, частицы фруктовых косточек, отвержденные смолистые частицы, содержащие частицы фруктовых косточек, древесину, композитные частицы и любую их комбинацию. Подходящие композиционные частицы могут содержать связующее вещество и материал наполнителя, где подходящие материалы наполнителей включают диоксид кремния, оксид алюминия, пирогенный углерод, технический углерод, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, оксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, твердотельные стеклянные частицы и любую их комбинацию. Размер указанных частиц, как правило, может варьироваться от примерно 2 меш до примерно 400 меш по шкале сит США; однако в некоторых случаях могут потребоваться другие размеры и они полностью подходят для практического применения настоящего описания. В конкретных вариантах реализации диапазоны распределения частиц по размеру представляют собой один или более из 6/12, 8/16, 12/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/60, 40/70 или 50/70 меш. Следует понимать, что термин «частицы», используемый в настоящем описании, включает все известные формы материалов, включая по существу сферические материалы, волокнистые материалы, многоугольные материалы (такие как кубические материалы) и их смеси. Кроме того, при гидроразрыве и обработке для борьбы с пескопроявлением зачастую включают волокнистые материалы, которые могут быть или не быть использованы для выдерживания давления сомкнутой трещины. В некоторых вариантах реализации частицы, включенные в флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения, могут быть покрыты любой подходящей смолой или агентом для повышения липкости, известным специалистам в данной области техники.
[0033] Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации могут дополнительно или вместо этого содержать одну или более различных общеизвестных добавок, таких как стабилизаторы геля, соли, добавки для понижения водоотдачи, ингибиторы накипеобразования, органические ингибиторы коррозии, катализаторы, антикоагулянты глин, биоциды, бактерициды, понизители трения, газы, пенообразующие агенты, агенты для регулирования содержания железа, солюбилизаторы, агенты для регулирования pH (например, буферы) и т.п. В некоторых вариантах реализации флюиды для обработки могут содержать соли (например, MgCl2), которые могут, inter alia, предотвращать осаждение кальция при использовании таких флюидов для обработки для кислотной обработки пластов, содержащих карбонат кальция. Специалисты в данной области техники, имеющие выгоду от настоящего описания, могут определить подходящие добавки для конкретного применения.
[0034] Флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут быть получены любым подходящим способом. В некоторых вариантах реализации изобретения флюиды для обработки могут быть получены на рабочем месте. В качестве примера такого способа на рабочем месте, СЭ поверхностно-активное вещество может быть добавлено к флюиду для обработки (например, жидкости для гидроразрыва, кислотной жидкости для гидроразрыва или жидкости для матричной кислотной обработки) во время закачивания.
[0035] Кроме того, с флюидом для обработки и/или с флюидом водной основы при необходимости могут быть смешаны дополнительные добавки, описанные выше. Например, конкретная добавка (например, конкретный ингибитор накипеобразования) или частицы (например, частицы гравия или частицы проппанта) могут быть суспендированы в флюиде для обработки. В некоторых вариантах реализации изобретения для облегчения смешивания с флюидом водной основы и кислотой СЭ поверхностно-активное вещество может быть смешано с поверхностно-активным солюбилизатором до его смешивания с другими компонентами флюида для обработки. Поверхностно-активный солюбилизатор может быть любым подходящим поверхностно-активным солюбилизатором, таким как вода, простые спирты и любые их комбинации. Например, в некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может быть обеспечено в смеси, которая содержит поверхностно-активный солюбилизатор и СЭ поверхностно-активное вещество. Специалисты в данной области техники, имеющие выгоду от настоящего описания, могут определить другие подходящие способы получения флюидов для обработки.
[0036] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения предложены способы применения флюидов для обработки для выполнения разнообразных подземных работ, включая, но не ограничиваясь ими, гидроразрыв и кислотную обработку. В некоторых вариантах реализации флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут быть использованы для обработки части подземного пласта, например, для кислотной обработки, такой как матричная кислотная обработка или кислотный гидроразрыв. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки, который содержит СЭ поверхностно-активное вещество и флюид водной основы, может быть введен в подземный пласт. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки может быть введен в ствол скважины, проходящий через подземный пласт. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки может быть закачан под давлением, достаточным для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте (например, гидроразрыв).
[0037] В некоторых вариантах реализации изобретения флюид для обработки, дополнительно содержащий кислоту, может быть закачан под давлением, достаточным для обеспечения проникновения по меньшей мере части флюида для обработки через по меньшей мере часть подземного пласта, и указанный флюид для обработки может быть оставлен для взаимодействия с подземным пластом с образованием одной или более пустот в подземном пласте (например, кислотная обработка). Введение флюида для обработки в некоторых из указанных вариантов реализации может быть выполнено при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте (например, кислотный гидроразрыв). В других вариантах реализации введение флюида для обработки может быть выполнено при давлении или ниже давления, которое вызывает или увеличивает одну или более трещин в подземном пласте (например, матричная кислотная обработка).
[0038] В некоторых случаях флюид для обработки может облегчать образование относительно короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте» и/или «масло в воде», отчасти благодаря взаимодействию по меньшей мере части СЭ поверхностно-активного вещества с по меньшей мере частью молекул нефти и/или газа в пласте. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере часть СЭ поверхностно-активного вещества может диффундировать на границу раздела между масляными и водными фазами в подземном пласте для противодействия или иного предотвращения образования кислотного шлама. В некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество в флюиде для обработки может вместо этого или дополнительно облегчать одно или более парных взаимодействий (таких как электростатические взаимодействия) между по меньшей мере частью флюида для обработки и по меньшей мере частью молекул нефти и/или газа в пласте. Кроме того, флюид для обработки согласно некоторым вариантам реализации может вызывать отсрочку расхода кислоты, по меньшей мере отчасти благодаря наличию СЭ поверхностно-активного вещества.
[0039] Способы согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут также или вместо этого включать введение в подземный пласт флюида для обработки, который содержит СЭ поверхностно-активное вещество, флюид водной основы, кислоту, без каких-либо дополнительных агентов для предотвращения образования шлама; и обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида для обработки с по меньшей мере частью нефти и/или газа в поземном пласте для предотвращения образования кислотного шлама.
[0040] Способы согласно некоторым вариантам реализации могут также или вместо этого включать введение в подземный пласт флюида для обработки, который содержит СЭ поверхностно-активное вещество и флюид водной основы, без каких-либо дополнительных проникающих поверхностно-активных веществ; и обеспечение возможности облегчения проникновения по меньшей мере части флюида для обработки через по меньшей мере часть подземного пласта под действием СЭ поверхностно-активного вещества.
[0041] Способы согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут также или вместо этого включать применение флюида для обработки при операциях по улучшению или увеличению нефтеотдачи.
[0042] Кроме того, любые или все флюиды для обработки, используемые в вышеописанных способах согласно некоторым вариантам реализации в других вариантах реализации могут дополнительно содержать любую одну или более ранее рассмотренных дополнительных добавок (например, стабилизаторов геля, солей, добавок для понижения водоотдачи, ингибиторов накипеобразования, органических ингибиторов коррозии, катализаторов, антикоагулянтов глин, биоцидов, бактерицидов, понизителей трения, газов, пенообразующих агентов, агентов для регулирования содержания железа, солюбилизаторов, агентов для регулирования pH (например, буферов) и т.п.).
[0043] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ, включающий: обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, флюид водной основы и кислоту; и введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта.
[0044] В других вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ, включающий: обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество; и введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте.
[0045] В других вариантах реализации настоящего изобретения предложен флюид для обработки, содержащий: слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, флюид водной основы, кислоту, где слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов; и любой их комбинации.
[0046] Для облегчения более полного понимания настоящего изобретения представлены следующие примеры предпочтительных вариантов реализации изобретения. Следующие примеры никоим образом не следует понимать как ограничение или определение границ объема настоящего изобретения.
ПРИМЕРЫ
ПРИМЕР 1
[0047] Анализ состава нефти. Четыре образца сырой нефти взяли из четырех разных скважин в месторождении Монтеррей в Калифорнии, обозначили 1, 2, 3 и 4. Анализ состава нефти выполнили посредством следующего стандартного титрования для определения кислотного и щелочного числа. В таблице 1 представлены результаты анализа состава масла для четырех образцов сырой нефти. В таблице 1 плотность по API представляет собой плотность по Американскому нефтяному институту (мера плотности жидкой нефти относительно воды, где 10 равно плотности воды); масс. % представляет собой количество парафина и асфельтена в нефти в % массовом отношении; кислотное число представляет собой меру кислотности на основании количества KOH (в мг), необходимого для нейтрализации кислот на грамм нефти; и щелочное число представляет собой количество KOH (в мг) на грамм нефти.
[0048] Состав сырой нефти может значительно варьироваться в отношении общего кислотного и щелочного числа, даже если она из одного месторождения. Анализ нефти позволяет предположить, что нефть из четырех иллюстративных скважин содержит преимущественно щелочные соединения, которые, как правило, положительно заряжены по своей природе. Так, было установлено, что отрицательно заряженное СЭ поверхностно-активное вещество может быть использовано для массовых парных взаимодействий с молекулами нефти.
[0049] Испытания способности к образованию шлама и эмульсии. Испытания способности к образованию шлама и эмульсии выполнили на образцах нефти из скважины №1 и скважины №3, соответственно, посредством смешивания равных объемов сырой нефти и 15% кислоты HCl в течение по меньшей мере 30 минут при температуре породы в скважине. В целом к кислотной фазе добавили 4000 ppm одинакового неионогенного НЭ поверхностно-активного вещества, а затем кислотную фазу смешали с каждым из образцов сырой нефти из скважины №1 и скважины №3. Аналогично, в целом к кислотной фазе добавили 4000 ppm одинакового СЭ поверхностно-активного вещества (здесь лаурилгидроксисультаин), а затем кислотную фазу смешали с каждым из образцов сырой нефти из скважины №1 и скважины №3. Отработанную кислоту получили добавлением MgCl2 и CaCl2 к 15% кислоте HCl, pH в которой повысился до 4,0.
[0050] Испытание способности к образованию шлама выполнили при температуре породы в скважине и в условиях живой/отработанной кислоты для наблюдения того, насколько хорошо отделяется масляная фаза от водной фазы после смешивания. В идеале, межфазовая поверхность не должна содержать частичек эмульсии, и ни в кислотной, ни в водной фазе не должно быть шлама. На фиг. 2 и 3 представлены способности к образованию шлама образца без поверхностно-активного вещества, с НЭ и с СЭ поверхностно-активным веществом в условиях живой (фиг. 2) и отработанной (фиг. 3) кислоты в сырой нефти, взятой из скважин 1 и 3. В частности, на фиг. 2 представлены контрольные составы (т.е. не содержащие поверхностно-активного вещества или пустые составы) 101 и 301 из скважин 1 и 3, соответственно; показаны также образцы нефти с НЭ поверхностно-активным веществом (102 и 302) из скважин 1 и 3, соответственно, и образцы с СЭ поверхностно-активным веществом (103 и 303) из скважин 1 и 3, соответственно. Аналогично, на фиг. 3 показаны контрольные составы 111 и 311 из скважин 1 и 3; образцы 122 и 322 из скважин 1 и 3, содержащие НЭ поверхностно-активное вещество; и образцы 133 и 333 из скважин 1 и 3, содержащие СЭ. Очевидно, что межфазовые поверхности в каждой смеси нефти и кислоты не содержат шлама. Для СЭ поверхностно-активного вещества в живых образцах 103 и 303 и отработанных образцах 133 и 333 кислотная фаза темнее, что обычно обусловлено диспергированными молекулами нефти, образующими эмульсии типа «масло в кислоте».
[0051] Способность к образованию эмульсии контролировали, поместив образцы из скважины №1 и скважины №3 (и образцы, смешанные с НЭ-содержащей кислотой, и образцы, смешанные с СЭ-содержащей кислотой) в анализатор эмульсий и дисперсий при температуре окружающей среды, и отслеживали скорости разделения масла/кислоты посредством светорассеяния. Результаты представлены на фиг. 1, определенные с применением анализатора эмульсий и дисперсий через 10 минут после смешивания НЭ-содержащего флюида для обработки или СЭ-содержащего флюида для обработки, отмеченных на фиг. 1. Как показано на фиг. 1, коэффициент/скорость разделения, определенные при помощи анализатора эмульсий и дисперсий, для флюидов для обработки, содержащих НЭ поверхностно-активное вещество, были гораздо больше, что демонстрирует гораздо большую склонность к образованию эмульсий флюидов для обработки, содержащих СЭ поверхностно-активное вещество.
ПРИМЕР 2
[0052] В низкопроницаемом месторождении Монтеррей в Калифорнии выбрали четыре скважины и закончили их при помощи флюидов для обработки, содержащих лаурилгидроксисультаин, амфотерное СЭ поверхностно-активное вещество, которое является более анионным при pH выше 2, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения. Средний баррель в нефтяном эквиваленте (ВОЕ) в течение первых 30 дней сравнивали с восемью соседними скважинами, в которых вместо этого использовали флюиды для обработки, содержащие неионогенное НЭ поверхностно-активное вещество. Как показано на фиг. 4, ВОЕ для указанных четырех скважин был выше, чем в шести из восьми соседних скважинах, указывая на то, что применение СЭ поверхностно-активных веществ в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения может обеспечивать постепенное увеличение добычи.
[0053] Следовательно, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также свойственных ему целей и преимуществ. Конкретные варианты реализации изобретения, описанные выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике другими, но эквивалентными способами, понятными специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от представленных в настоящем документе указаний. Кроме того, для деталей конструкции или проекта, показанных в настоящем документе, не предусмотрены никакие ограничения, кроме тех, которые описаны ниже в формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации, описанные выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие варианты входят в границы объема и общей идеи настоящего изобретения. В частности, каждый диапазон значений (в форме «примерно от а примерно до b» или, эквивалентно, «приблизительно от a до b», или, эквивалентно «приблизительно а-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как обозначающий множество (множество всех подмножеств) соответствующих диапазонов значений, а также каждый диапазон, входящий в более широкий диапазон значений. Точно так же, термины в формуле изобретения имеют обычное, стандартное значение, если иное ясно и очевидно не указано заявителем патента.
Claims (31)
1. Способ обработки подземного пласта, включающий:
обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, флюид водной основы и кислоту;
введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта;
обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида для обработки с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и
дополнительно включающий образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества с по меньшей мере частью из нефти, газа или обоих вариантов в подземном пласте с предотвращением образования кислотного шлама,
где указанный флюид для обработки по существу не содержит агента для предотвращения образования шлама, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.
3. Способ по п. 1, где указанный флюид для обработки по существу не содержит проникающего поверхностно-активного вещества, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.
4. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов; и любой их комбинации.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой бромид алкиламмония, содержащий алкильную цепь, имеющую от 1 до 50 атомов углерода.
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой алкилсульфонат, выбранный из группы, состоящей из метилсульфоната, гептилсульфоната, децилбензолсульфоната, додецилбензолсульфоната и любой их комбинации.
7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой гидроксисультаин, выбранный из группы, состоящей из кокоамидопропилгидроксисультаина, лаурамидопропилгидроксисультаина, лаурилгидроксисультаина и любой их комбинации.
8. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: катионного, анионного, цвиттер-ионного и неионогенного, по меньшей мере отчасти на основании свойств одного из нефти, газа и любой их комбинации, находящихся в подземном пласте.
9. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой одно из цвиттер-ионного, амфотерного и любой их комбинации, где дополнительно указанное слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество изменяется на одно из анионного, катионного и неионогенного по мере расходования кислоты в подземном пласте.
10. Способ обработки подземного пласта, включающий:
обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество и флюид водной основы, и
введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте,
обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида для обработки с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно включающий образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов, алкилсульфонатов, алкоксилированных сульфатов, гидроксисультаинов и любой их комбинации.
12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой бромид алкиламмония, содержащий алкильную цепь, имеющую от 1 до 50 атомов углерода.
13. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит алкилсульфонат, выбранный из группы, состоящей из метилсульфоната, гептилсульфоната, децилбензолсульфоната, додецилбензолсульфоната и любой их комбинации.
14. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит гидроксисультаин, выбранный из группы, состоящей из кокоамидопропилгидроксисультаина, лаурамидопропилгидроксисультаина, лаурилгидроксисультаина и любой их комбинации.
15. Способ по п. 10 или 11, дополнительно включающий: обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества с по меньшей мере частью нефти, газа или обоих вариантов в подземном пласте с предотвращением образования шлама под действием кислоты, где указанный флюид для обработки по существу не содержит агента для предотвращения образования шлама, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.
16. Способ по п. 10, где указанный флюид для обработки по существу не содержит проникающего поверхностно-активного вещества, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.
17. Флюид для обработки подземного пласта, содержащий:
слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов, алкилсульфонатов, алкоксилированных сульфатов, гидроксисультаинов и любой их комбинации,
флюид водной основы и
кислоту,
где указанное слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержится в количестве, достаточном для образования в подземном пласте короткоживущей эмульсии типа «масло в воде».
18. Флюид для обработки по п. 17, дополнительно содержащий добавку, выбранную из группы, состоящей из: частиц, стабилизаторов геля, солей, добавок для понижения водоотдачи, ингибиторов накипеобразования, органических ингибиторов коррозии, катализаторов, антикоагулянтов глин, биоцидов, бактерицидов, понизителей трения, газов, пенообразующих агентов, агентов для регулирования содержания железа, солюбилизаторов, агентов для регулирования рН и любой их комбинации.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361814089P | 2013-04-19 | 2013-04-19 | |
US61/814,089 | 2013-04-19 | ||
PCT/US2014/033806 WO2014172199A1 (en) | 2013-04-19 | 2014-04-11 | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015139498A RU2015139498A (ru) | 2017-03-22 |
RU2619965C2 true RU2619965C2 (ru) | 2017-05-22 |
Family
ID=51731770
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015139498A RU2619965C2 (ru) | 2013-04-19 | 2014-04-11 | Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9920239B2 (ru) |
AR (1) | AR095900A1 (ru) |
AU (1) | AU2014254270B2 (ru) |
BR (1) | BR112015024200A2 (ru) |
CA (1) | CA2907379C (ru) |
GB (1) | GB2528397B (ru) |
MX (1) | MX369446B (ru) |
RU (1) | RU2619965C2 (ru) |
SA (2) | SA519410022B1 (ru) |
WO (1) | WO2014172199A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016076877A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Multi-Chem Group, Llc | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations |
CA3041060A1 (en) * | 2016-10-26 | 2018-05-03 | Ecolab Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
US10647907B2 (en) | 2017-07-06 | 2020-05-12 | Ecolab Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
CA3015994A1 (en) * | 2018-08-30 | 2020-02-29 | Husky Oil Operations Limited | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method |
WO2021015720A1 (en) * | 2019-07-19 | 2021-01-28 | Multi-Chem Group, Llc | Methods of using treatment fluids including weakly emulsifying surfactants |
US20220186107A1 (en) * | 2020-12-11 | 2022-06-16 | Sanyo Chemical Industries, Ltd. | Thickener for wellbore acid treatment liquid and wellbore acid treatment liquid using same |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
RU2305277C1 (ru) * | 2006-04-13 | 2007-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов |
US20120181027A1 (en) * | 2007-05-22 | 2012-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified Fluids for Remediating Subterranean Damage |
US20120318514A1 (en) * | 2011-01-14 | 2012-12-20 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of treating a subterranean formation containing hydrocarbons |
US20130000913A1 (en) * | 2007-05-10 | 2013-01-03 | Haliburton Energy Services, Inc. | Methods for Stimulating Oil or Gas Production Using a Viscosified Aqueous Fluid with a Chelating Agent to Remove Calcium Carbonate and Similar Materials from the Matrix of a Formation or a Proppant Pack |
US20130067999A1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-03-21 | Multi-Chem Group, Llc | Method for Selection of Surfactants in Well Stimulation |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5543387A (en) | 1995-02-13 | 1996-08-06 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P | Surfactant additive for oilfield acidizing |
US5797456A (en) | 1995-08-08 | 1998-08-25 | Nalco/Exxon Energy Chemicals,L.P. | Surfactant additive for oil field acidizing |
US7125826B2 (en) * | 2001-09-14 | 2006-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using invertible oil external-water internal fluids in subterranean applications |
EP1783188A1 (en) * | 2003-01-24 | 2007-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invertible well bore servicing fluid field of the invention |
GB0424933D0 (en) | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
CA2642244C (en) | 2006-02-15 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids and associated methods |
US8163826B2 (en) * | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
US7718584B2 (en) * | 2006-12-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
US9023770B2 (en) * | 2009-07-30 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
US20110071056A1 (en) * | 2009-09-24 | 2011-03-24 | Rajesh K Saini | Degradable Surfactants, Including Degradable Gemini Surfactants, and Associated Methods |
US20130233559A1 (en) | 2012-03-07 | 2013-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant Additives for Stimulating Subterranean Formation During Fracturing Operations |
US20130274149A1 (en) | 2012-04-13 | 2013-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and methods including nanocellulose |
-
2014
- 2014-04-11 AU AU2014254270A patent/AU2014254270B2/en active Active
- 2014-04-11 RU RU2015139498A patent/RU2619965C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-04-11 MX MX2015013510A patent/MX369446B/es active IP Right Grant
- 2014-04-11 CA CA2907379A patent/CA2907379C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-04-11 US US14/778,236 patent/US9920239B2/en active Active
- 2014-04-11 GB GB1515579.9A patent/GB2528397B/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-04-11 BR BR112015024200A patent/BR112015024200A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-04-11 WO PCT/US2014/033806 patent/WO2014172199A1/en active Application Filing
- 2014-04-21 AR ARP140101643A patent/AR095900A1/es active IP Right Grant
-
2015
- 2015-09-20 SA SA519410022A patent/SA519410022B1/ar unknown
- 2015-09-20 SA SA515361214A patent/SA515361214B1/ar unknown
-
2018
- 2018-02-05 US US15/888,213 patent/US10435620B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
RU2305277C1 (ru) * | 2006-04-13 | 2007-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов |
US20130000913A1 (en) * | 2007-05-10 | 2013-01-03 | Haliburton Energy Services, Inc. | Methods for Stimulating Oil or Gas Production Using a Viscosified Aqueous Fluid with a Chelating Agent to Remove Calcium Carbonate and Similar Materials from the Matrix of a Formation or a Proppant Pack |
US20120181027A1 (en) * | 2007-05-22 | 2012-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified Fluids for Remediating Subterranean Damage |
US20120318514A1 (en) * | 2011-01-14 | 2012-12-20 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of treating a subterranean formation containing hydrocarbons |
US20130067999A1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-03-21 | Multi-Chem Group, Llc | Method for Selection of Surfactants in Well Stimulation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20180155612A1 (en) | 2018-06-07 |
WO2014172199A1 (en) | 2014-10-23 |
GB2528397A (en) | 2016-01-20 |
AU2014254270B2 (en) | 2016-08-18 |
RU2015139498A (ru) | 2017-03-22 |
SA515361214B1 (ar) | 2019-12-19 |
AR095900A1 (es) | 2015-11-18 |
US10435620B2 (en) | 2019-10-08 |
US9920239B2 (en) | 2018-03-20 |
AU2014254270A1 (en) | 2015-09-17 |
CA2907379C (en) | 2019-02-26 |
MX369446B (es) | 2019-11-08 |
GB201515579D0 (en) | 2015-10-21 |
SA519410022B1 (ar) | 2021-12-11 |
MX2015013510A (es) | 2016-05-16 |
BR112015024200A2 (pt) | 2017-07-18 |
GB2528397B (en) | 2017-11-01 |
US20160280986A1 (en) | 2016-09-29 |
CA2907379A1 (en) | 2014-10-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2619965C2 (ru) | Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы | |
US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
Sharma et al. | Silica nanofluids in an oilfield polymer polyacrylamide: interfacial properties, wettability alteration, and applications for chemical enhanced oil recovery | |
CA3080924C (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
US9969928B2 (en) | Surfactant formulations and associated methods for reduced and delayed adsorption of the surfactant | |
US20210277299A1 (en) | Compositions And Methods For Treating Subterranean Formations | |
Gregersen et al. | ASP design for the Minnelusa formation under low-salinity conditions: Impacts of anhydrite on ASP performance | |
Mohanty et al. | Improved hydrocarbon recovery using mixtures of energizing chemicals in unconventional reservoirs | |
CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
WO2016040750A1 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
Wang et al. | Investigation on the interfacial properties of a viscoelastic-based surfactant as an oil displacement agent recovered from fracturing flowback fluid | |
Wang et al. | Study on the mechanism of nanoemulsion removal of water locking damage and compatibility of working fluids in tight sandstone reservoirs | |
Rostami et al. | Laboratory studies on fluid-recovery enhancement and mitigation of phase trapping by use of microemulsion in gas sandstone formations | |
Dordzie et al. | Experimental study on alternating injection of silica and zirconia nanoparticles with low salinity water and surfactant into fractured carbonate reservoirs for enhanced oil recovery | |
AU2014402330B2 (en) | Methods and systems for preparing surfactant polyelectrolyte complexes for use in subterranean formations | |
RU2333233C1 (ru) | Жидкость для глушения и перфорации скважин | |
AU2016269415B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
US9150778B2 (en) | Working/control fluid for heavy and extra-heavy crude wells | |
Wilk et al. | Core analysis as a key to understanding formation damage after hydraulic fracturing treatment | |
Rostami | Improving fluid recovery and permeability to gas in shale formations | |
CA2951289C (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
Jin et al. | An Investigation on the Process of Reimbibition of Oil and Its Impact on Oil Recovery in the Yates Field | |
Setiati et al. | Surfactant Flooding Performance Between Carbonate Reservoir and Sandstone Reservoir | |
RU2559976C2 (ru) | Реагент для разработки нефтяной залежи и способ разработки нефтяной залежи с помощью данного реагента | |
Hamid | Comparative studies on the effect of surfactant used in optimizing the hydraulic fracturing technique for shale gas formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190412 |