RU2645320C2 - Bitumen emulsions for application in oil industry - Google Patents
Bitumen emulsions for application in oil industry Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645320C2 RU2645320C2 RU2016130113A RU2016130113A RU2645320C2 RU 2645320 C2 RU2645320 C2 RU 2645320C2 RU 2016130113 A RU2016130113 A RU 2016130113A RU 2016130113 A RU2016130113 A RU 2016130113A RU 2645320 C2 RU2645320 C2 RU 2645320C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- bitumen
- fluid
- emulsions
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 153
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 120
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 65
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 45
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 19
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 15
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 229950003063 mitumomab Drugs 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- -1 diesel Substances 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 2
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100027340 Slit homolog 2 protein Human genes 0.000 description 1
- 101710133576 Slit homolog 2 protein Proteins 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L Zinc carbonate Chemical class [Zn+2].[O-]C([O-])=O FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003124 biologic agent Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 150000001669 calcium Chemical class 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009436 residential construction Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/14—Double emulsions, i.e. oil-in-water-in-oil emulsions or water-in-oil-in-water emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Road Paving Machines (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. Существуют различные подходы к интенсификации притока в скважину, и традиционно такие технологии являются чувствительными к характеристикам формации, таким как пористость, температура, напряжение и химический состав. Каждая операция интенсификации притока требует точного подбора состава материала, используемого для интенсификации притока, и сохраняется необходимость в дополнительных вариантах.The invention relates to the intensification of inflow into the well to increase oil and gas production. There are various approaches to stimulate well inflow, and traditionally, such technologies are sensitive to formation characteristics, such as porosity, temperature, stress, and chemical composition. Each inflow intensification operation requires an accurate selection of the composition of the material used to intensify the inflow, and additional options remain.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Один вариант реализации изобретения представляет собой способ обработки подземной буровой скважины, трещины, пути движения флюидов и/или формации, предусматривающий инжекцию в скважину водной жидкости, содержащей эмульсию с битумной внутренней фазой. Эмульсия типично стабилизирована поверхностно-активным веществом. Эмульсия типично подвергается обращению в буровой скважине, трещине, пути движения флюидов и/или формации.One embodiment of the invention is a method for treating an underground borehole, fracture, fluid path and / or formation, comprising injecting into the well an aqueous fluid containing an emulsion with a bitumen internal phase. The emulsion is typically stabilized by a surfactant. The emulsion typically undergoes circulation in a borehole, fracture, fluid path and / or formation.
Обращение эмульсии нормально инициируется путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии. В различных вариантах реализации, агент-инициатор обращения эмульсии закачивается перед подачей жидкости, содержащей эмульсию, или вводится одновременно с нагнетанием жидкости, содержащей эмульсию, или вводится во второй жидкости, подача которой осуществляется вместе с или после подачи жидкости, содержащей эмульсию. Необязательно, агент-инициатор имеет форму эмульсии и/или инкапсулирован. В других вариантах реализации, агент-инициатор обращения эмульсии проявляет адгезию к подземным поверхностям, или находится в покрытии на твердых частицах в жидкости, или сам представляет собой твердые частицы. Необязательно, жидкость, содержащая эмульсию с битумной внутренней фазой, содержит прекурсор агента-инициатора обращения эмульсии.The circulation of the emulsion is normally initiated by the addition of an agent initiating the circulation of the emulsion. In various embodiments, the emulsion circulation initiating agent is pumped before the fluid containing the emulsion is supplied, or is introduced simultaneously with the fluid containing the emulsion, or introduced in a second fluid, which is supplied with or after the fluid containing the emulsion. Optionally, the initiating agent is in the form of an emulsion and / or encapsulated. In other embodiments, the emulsion reversal initiator exhibits adhesion to subterranean surfaces, or is coated on solid particles in a liquid, or is itself solid particles. Optionally, the liquid containing the emulsion with a bitumen internal phase contains a precursor of the emulsion inversion initiator.
В других вариантах реализации, жидкость содержит проппант (расклинивающий наполнитель), волокна или частицы или любые два или все три такие виды материалов. Необязательно, волокна или частицы или и то и другое являются разлагаемыми.In other embodiments, the fluid comprises proppant (proppant), fibers or particles, or any two or all three of these kinds of materials. Optionally, the fibers or particles or both are degradable.
В дополнительном варианте реализации битум, откладывающийся во время или после обращения эмульсии, впоследствии удаляется путем подачи органического растворителя для битума.In a further embodiment, bitumen deposited during or after emulsion treatment is subsequently removed by supplying an organic solvent for bitumen.
В еще одном дополнительном варианте реализации, битумная эмульсия добавляется только к части нагнетаемой жидкости (например, к части, содержащей проппант, когда проппант закачивается порциями).In yet a further embodiment, the bitumen emulsion is added only to a portion of the injected fluid (for example, to a portion containing proppant when the proppant is pumped in portions).
Другой вариант реализации представляет собой способ обработки подземной формации, предусматривающий закачивание жидкости на углеводородной основе, содержащей битумную эмульсию.Another embodiment is a method for treating an underground formation involving pumping a hydrocarbon-based fluid containing a bitumen emulsion.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фигура 1 представляет собой схему лабораторного прибора для определения фильтрационных потерь жидкости.Figure 1 is a diagram of a laboratory device for determining filtration fluid loss.
Фигура 2 изображает результаты испытаний битумной эмульсии, используемой для борьбы с фильтрационными потерями жидкости в песчаном керне с последующей очисткой с помощью дизельного масла.Figure 2 depicts the test results of a bitumen emulsion used to combat filtration losses of fluid in a sand core, followed by purification with diesel oil.
Фигура 3 представляет собой схему лабораторной установки и щелевых насадок, используемых для испытаний бриджинга (образования начальной пробки).Figure 3 is a diagram of a laboratory setup and slotted nozzles used for bridging tests (initial plug formation).
Фигура 4 изображает результаты испытаний бриджинга суспензии битумная эмульсия - волокно в щели шириной 4 мм.Figure 4 depicts the results of testing bridging a suspension of bitumen emulsion - fiber in a slit 4 mm wide.
Фигура 5 представляет собой схему лабораторной установки, используемой для испытаний эмульсионной герметизации (тампонирования) пачками проппант-волокно.Figure 5 is a diagram of a laboratory setup used for testing emulsion sealing (plugging) proppant-fiber bundles.
Детальное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Хотя некоторая часть нижеследующего описания сконцентрирована на изменении направления потоков и борьбе с фильтрационными потерями бурового раствора при гидроразрывах, битумные эмульсии и способы по настоящему изобретению могут быть использованы при многих других скважинных операциях. Изобретение будет описано для случая обработки вертикальных скважин, но в равной степени применимо к скважинам любой ориентации. Изобретение будет описано на примере скважин для добычи углеводородов, но следует понимать, что изобретение может быть использовано в скважинах для добычи других флюидов, таких как вода или двуокись углерода, или, например, в нагнетательных или эксплуатационных скважинах подземных хранилищ. Следует также понимать, что в данном описании изобретения, при описании какого-либо интервала значений концентраций или количеств как полезного или пригодного и т.п., предполагается, что любое и все значения концентрации или количества в данном интервале, включая конечные точки, должны рассматриваться как указанные явным образом. Кроме того, каждое численное значение должно восприниматься сначала как видоизмененное с помощью термина “приблизительно” (если оно не было сразу видоизменено так явным образом), и затем как не видоизмененное таким образом, если иное не следует из контекста. Например, “интервал значений от примерно 1 до 10” следует воспринимать как указывающий любое и все возможные числа континуума от примерно 1 до примерно 10. Другими словами, если приведен определенный интервал значений, даже если явным образом определены или указаны лишь несколько конкретных значений величин в данном интервале, или даже если не указаны никакие значения величин в данном интервале, то следует понимать, что авторы изобретения подразумевают и считают, что любые и все значения величин в данном интервале должны рассматриваться как указанные, и что авторы изобретения имеют данные для всего интервала и всех точек данного интервала.Although some of the following description is focused on changing the direction of flow and combating mud loss during fracturing, bitumen emulsions and methods of the present invention can be used in many other downhole operations. The invention will be described for the case of processing vertical wells, but equally applicable to wells of any orientation. The invention will be described using hydrocarbon production wells as an example, but it should be understood that the invention can be used in wells for producing other fluids, such as water or carbon dioxide, or, for example, in injection or production wells in underground storage facilities. It should also be understood that in this description of the invention, when describing any range of concentrations or amounts as useful or suitable, etc., it is intended that any and all concentration or amounts in this range, including end points, should be considered as indicated explicitly. In addition, each numerical value must first be perceived as modified by the term “approximately” (if it was not immediately modified in such an explicit way), and then as not modified in such a way, unless otherwise follows from the context. For example, “an interval of values from about 1 to 10” should be taken as indicating any and all possible continuum numbers from about 1 to about 10. In other words, if a certain range of values is given, even if only a few specific values of values are explicitly defined or indicated in a given interval, or even if no values are indicated for a given interval, it should be understood that the inventors imply and believe that any and all values of the quantities in this interval should be considered to to these, and that the inventors have data for the entire interval, and all points in the interval.
Мы описываем использование битумных эмульсий, коммерчески поставляемых или изготовленных на заказ, для различных применений в скважинах. В качестве добавки для интенсификации притока флюида, битумная эмульсия обеспечивает преимущества, взаимодействуя с другими материалами во флюиде или в формации, или взаимодействуя с формацией.We describe the use of commercially available or custom-made bitumen emulsions for a variety of well applications. As an additive to enhance fluid flow, a bitumen emulsion provides benefits by interacting with other materials in the fluid or in the formation, or by interacting with the formation.
Мы обнаружили, что битумные эмульсии, например, при использовании в качестве добавок к жидкости для гидроразрыва, обеспечивают многие преимущества при выполнении скважинных операций. Эмульсия может необязательно инвертироваться в скважине, например, под действием химикатов (в жидкости, в другой нагнетаемой жидкости, или в формации), тепла, сдвиговой нагрузки или вследствие контакта с неровной или криволинейной поверхностью. В качестве одного из примеров использования изобретения, из битума легко готовят технические эмульсии в непрерывной водной фазе с мягкими битумными частицами или капельками эмульсии, и при обращении эмульсии битум прилипает к порам формации, препятствуя фильтрационным потерям бурового раствора. Мы также обнаружили, что системы проппант/волокно/битумная эмульсия обеспечивают лучший бриджинг и более стабильное тампонирование природных и искусственных трещин и перфорационных каналов, которые усиливаются склонностью битума прилипать к другим поверхностям. Обращенные битумные эмульсии усиливают адгезию волокон друг с другом, создавая в скважине волокнистую сетку, препятствующую миграции проппанта и тонкодисперсных частиц и усиливающую бриджинг. Благодаря своей хорошей растворимости в масле, выделившиеся из эмульсии битумы создают обратимый или временный эффект и могут быть удалены в результате контакта с маслом или другими органическими растворителями при обратной промывке или на других стадиях обработки.We have found that bitumen emulsions, for example when used as additives to fracturing fluids, provide many advantages when performing downhole operations. The emulsion may optionally be inverted in the well, for example, under the influence of chemicals (in a fluid, in another pumped fluid, or in a formation), heat, shear, or due to contact with an uneven or curved surface. As one example of the use of the invention, technical emulsions in a continuous aqueous phase with soft bituminous particles or droplets of an emulsion are easily prepared from bitumen, and when the emulsion is inverted, bitumen adheres to the pores of the formation, preventing mud filtration losses. We have also found that proppant / fiber / bitumen emulsion systems provide better bridging and more stable plugging of natural and artificial cracks and perforations, which are enhanced by the tendency of bitumen to adhere to other surfaces. Reversed bitumen emulsions enhance the adhesion of the fibers to each other, creating a fiber network in the well that prevents the migration of proppant and fine particles and enhances bridging. Due to its good solubility in oil, bitumen released from the emulsion creates a reversible or temporary effect and can be removed by contact with oil or other organic solvents during backwashing or other processing steps.
Битумные эмульсии представляют собой хорошо известные материалы, находящие широкое применение, например, при подъеме на поверхность тяжелой нефти с помощью методики нагнетания в пласт пара, в качестве эмульсионных топлив, в дорожных покрытиях холодной укладки и для гидроизоляции зданий. В некоторых случаях, проблемы транспортировки тяжелой нефти от точки добычи в другие места решали путем подачи в форме эмульсии. Примером является ORIMULSION®, эмульсия типа масло-в-воде, состоящая из 70 процентов битума Orinoco и 30 процентов воды (и небольшого количества поверхностно-активного вещества), производимая фирмой PDVSA или по ее заказу в Венесуэле. Битум встречается в природных условиях, но для доставки этого вида нефти на перерабатывающие предприятия битум превращают в гораздо менее вязкую эмульсию типа масло-в-воде. Отметим, что следует ожидать, что эмульсия типа вода-в-масле, с другой стороны, будет демонстрировать высокую вязкость.Bitumen emulsions are well-known materials that are widely used, for example, when lifting heavy oil to the surface using steam injection techniques, as emulsion fuels, in cold paving road surfaces and for waterproofing buildings. In some cases, the problems of transporting heavy oil from the production point to other places were solved by filing in the form of an emulsion. An example is ORIMULSION®, an oil-in-water emulsion consisting of 70 percent Orinoco bitumen and 30 percent water (and a small amount of surfactant), manufactured by PDVSA or commissioned in Venezuela. Bitumen is found in natural conditions, but to deliver this type of oil to refineries, bitumen is converted into a much less viscous oil-in-water emulsion. Note that it should be expected that a water-in-oil emulsion, on the other hand, will exhibit high viscosity.
Концентрация коммерчески доступных битумных эмульсий меняется в зависимости от источника, но типично составляет от примерно 40 до примерно 80 масс.% (Конечно, нет необходимости использовать промышленно приготовленный битум; оператор может приготовить битум самостоятельно). Предпочтительный диапазон значений для использования в настоящем изобретении составляет от примерно 50 до примерно 75 процентов. Исходную битумную эмульсию добавляют к другим компонентам для получения готовой жидкости для использования на нефтяном месторождении, например, жидкости для гидроразрыва или изменения направления движения флюида (diversion fluid). Конечная концентрация битума типично составляет от примерно 1 до примерно 40 масс.%, предпочтительно, от примерно 3 до примерно 30 масс.% Должны проводиться лабораторные испытания, чтобы обеспечить совместимость битума с другими компонентами флюида и возможность для каждого из них выполнять свою функцию; должна производиться соответствующая корректировка выбора или концентрации компонентов.The concentration of commercially available bitumen emulsions varies depending on the source, but typically ranges from about 40 to about 80 wt.% (Of course, there is no need to use industrially prepared bitumen; the operator can prepare the bitumen independently). A preferred range of values for use in the present invention is from about 50 to about 75 percent. The initial bitumen emulsion is added to other components to obtain a finished fluid for use in an oil field, for example, fracturing fluid or a change in the direction of fluid movement (diversion fluid). The final concentration of bitumen typically ranges from about 1 to about 40 wt.%, Preferably from about 3 to about 30 wt.%. Laboratory tests must be carried out to ensure that bitumen is compatible with other fluid components and that it is possible for each of them to perform its function; appropriate adjustment should be made to the selection or concentration of components.
Поскольку битумные эмульсии находят очень широкое применение в наземных условиях, они превратились в обычные массовые, недорогие, хорошо изученные и четко охарактеризованные продукты, коммерчески доступные почти в любой точке мира. Мы обнаружили, что, при скважинных операциях, капельки битума, суспендированные в воде, влияют на ряд свойств жидкости, например, на способность переносить проппант или другие твердые вещества. Мы также обнаружили, что способность эмульсии битум-в-воде подвергаться инверсии в эмульсию с битумной внешней фазой при физическом или химическом инициировании является полезной, например, для модификации поверхностей, агрегации дисперсных материалов, борьбы с фильтрационными потерями бурового раствора, и бриджинга и тампонирования для изменения направления движения флюида (отклонение флюида).Since bitumen emulsions are very widely used in terrestrial conditions, they have turned into ordinary mass, inexpensive, well-studied and clearly characterized products that are commercially available almost anywhere in the world. We found that, during downhole operations, bitumen droplets suspended in water affect a number of fluid properties, for example, the ability to transfer proppant or other solids. We have also found that the ability of a bitumen-in-water emulsion to undergo inversion into an emulsion with a bituminous external phase during physical or chemical initiation is useful, for example, for surface modification, aggregation of dispersed materials, control of mud filtration losses, and bridging and plugging for changes in fluid flow direction (fluid deviation).
Обычно термин “битум” определяется как высоковязкая, черная, липкая смесь органических жидкостей, полностью растворимая в сероуглероде (CS2) и имеющая высокое содержание конденсированных полициклических ароматических углеводородов. Природный сырой битум добывают, например, из битуминозных песков и его необходимо нагревать или разбавлять для отделения от песка. Другим источником битума являются процессы нефтепереработки; очищенный битум представляет собой остаточную (донную) фракцию, получаемую при фракционной перегонке сырой нефти. Типично, нижняя точка кипения равна приблизительно 525°C. В данном документе мы также включаем в понятие битум смесь тяжелых углеводородов (любого происхождения), которая становится похожей на твердое вещество и липкой при комнатной температуре. По американской терминологии, такой очищенный остаток обычно называется асфальтом (или асфальтовым вяжущим). Аналогично, в технической литературе “битумная эмульсия” и “асфальтовая эмульсия” означают одно и то же. Эти эмульсии содержат до примерно 80 масс.% битума и типично от примерно 1 до примерно 2 масс.% химических добавок. Существуют два основных типа эмульсий с разной аффинностью к агрегатам: катионные и анионные. Тяжелая нефть и битум характеризуются высокой вязкостью (т.е. сопротивлением течению, измеряемым в сП) и высокой плотностью, измеряемой в градусах API (Американского нефтяного института), по сравнению с обычной нефтью. Всемирный нефтяной конгресс определяет тяжелую нефть как нефть, вязкость которой в дегазированном (мертвом) состоянии имеет значение в интервале от 100 сП до 10000 сП при температуре резервуара. Тяжелая нефть имеет плотность немного меньше, чем у воды, с величинами плотности API от 10° до 20°. Тяжелая нефть способна течь в некоторых продуктивных пластах при температуре скважины и/или с растворенными in situ газами, но на поверхности представляет собой густую черную тягучую жидкость. Битум имеет вязкость более 10000 сП. Битум преимущественно определяется как сырые нефти или части сырых нефтей, имеющие вязкость в мертвом состоянии >10000 сП. При отсутствии данных по вязкости, сырые нефти, имеющие плотность API <10°, иногда называют битумами. Сверхтяжелая нефть представляет собой тяжелую нефть с плотностью API <10° и вязкостью мертвой нефти <10000 сП. Для сравнения, нефть с плотностью API <10° тяжелее воды. (Следует также отметить, что термин “нефтеносные пески” был создан с целью предоставления налоговых льгот в Канаде для тяжелых сырых нефтей, найденных выше определенной широты, где инфраструктура практически полностью отсутствовала).Typically, the term “bitumen” is defined as a highly viscous, black, sticky mixture of organic liquids, completely soluble in carbon disulfide (CS 2 ) and having a high content of condensed polycyclic aromatic hydrocarbons. Natural raw bitumen is mined, for example, from tar sands and needs to be heated or diluted to separate from the sand. Another source of bitumen is oil refining processes; refined bitumen is the residual (bottom) fraction obtained by fractional distillation of crude oil. Typically, the lower boiling point is approximately 525 ° C. In this document, we also include in the concept of bitumen a mixture of heavy hydrocarbons (of any origin), which becomes like a solid and sticky at room temperature. In American terminology, such a cleaned residue is usually called asphalt (or asphalt binder). Similarly, in the technical literature, “bitumen emulsion” and “asphalt emulsion” mean the same thing. These emulsions contain up to about 80 wt.% Bitumen and typically from about 1 to about 2 wt.% Chemical additives. There are two main types of emulsions with different affinity for aggregates: cationic and anionic. Heavy oil and bitumen are characterized by high viscosity (i.e., flow resistance, measured in cp) and high density, measured in degrees API (American Petroleum Institute), compared to conventional oil. The World Petroleum Congress defines heavy oil as oil, the viscosity of which in a degassed (dead) state has a value in the range from 100 cP to 10,000 cP at a tank temperature. Heavy oil has a density slightly lower than that of water, with API densities ranging from 10 ° to 20 °. Heavy oil can flow in some reservoirs at well temperature and / or with dissolved gases in situ, but on the surface it is a thick black viscous fluid. Bitumen has a viscosity of more than 10,000 cP. Bitumen is predominantly defined as crude oils or parts of crude oils having a viscosity in the dead state> 10,000 cP. In the absence of viscosity data, crude oils having an API density <10 ° are sometimes referred to as bitumens. Superheavy oil is a heavy oil with API density <10 ° and dead oil viscosity <10000 cP. In comparison, oil with an API density <10 ° is heavier than water. (It should also be noted that the term “oil sands” was created to provide tax incentives in Canada for heavy crude oils found above a certain latitude, where the infrastructure was almost completely absent).
Основы стабильности капелек битума были детально изучены. Ключевая роль электростатического отталкивания микронизированных капелек битума, суспендированных в водном растворе KCl, была продемонстрирована с использованием методики рассеяния на коллоидных частицах (CPS); считается, что капельки в битумных эмульсиях, используемых в изобретении, имеют размеры от примерно 1 до примерно 100 микрон. Патент США № 6613720 раскрывает широкий спектр методов контролируемого высвобождения с использованием эмульсий. Этот патент раскрывает контролируемое высвобождение химических или биологических агентов путем стабилизации активных ингредиентов в дисперсной фазе эмульсии, которая затем дестабилизируется с помощью ряда различных инициаторов. Единственными материалами, раскрытыми в качестве дисперсной фазы, были дизельное топливо и гептаны, которые были описаны как растворители. В настоящем изобретении дисперсная фаза является агентом.The basics of the stability of bitumen droplets have been studied in detail. The key role of electrostatic repulsion of micronized droplets of bitumen suspended in an aqueous KCl solution has been demonstrated using colloidal particle scattering (CPS); it is believed that the droplets in the bitumen emulsions used in the invention are from about 1 to about 100 microns in size. US patent No. 6613720 discloses a wide range of controlled release methods using emulsions. This patent discloses the controlled release of chemical or biological agents by stabilizing the active ingredients in the dispersed phase of the emulsion, which is then destabilized by a number of different initiators. The only materials disclosed as the dispersed phase were diesel and heptanes, which were described as solvents. In the present invention, the dispersed phase is an agent.
Использование тяжелой нефти в эмульсиях тяжелая нефть-в-воде (HO/W) для скважинных операций было описано в SPE 110754 “Innovative Gas Shutoff Method Using Heavy Oil-In Water Emulsion” (Инновационный способ перекрывания газа с использованием эмульсии тяжелая нефть-в-воде) (2008). Обратите внимание, что в данном случае речь идет не о битуме, а о тяжелой нефти, имеющей вязкость около 10 и 34 МПа⋅с при 20°C и скорости сдвига >1 с-1] Были проведены лабораторные испытания по запечатыванию пор в модельных ячейках и пористых кернах при использовании эмульсий HO/W с разными размерами капелек и разными реологическими характеристиками. Течение эмульсии через пористые среды представляет собой сложный процесс, который зависит как от свойств капелек, так и от параметров твердой матрицы. Параметры эмульсии (например, концентрация эмульгатора) регулируют в зависимости от свойств матрицы для достижения разрушения эмульсии (коалесценции капелек) в образце с известными параметрами пор. Капельки могут коалесцировать и образовывать более крупные капли, когда концентрация поверхностно-активного вещества в растворе снижается до минимального уровня. Другим описанным механизмом была коалесценция капелек под действием высоких сдвиговых сил, разрушающих пленку на границе раздела при принудительном сближении капелек друг с другом. Применение и эффективность эмульсии тяжелая нефть-в-воде для блокирования (закупоривания) пористого образца была продемонстрирована для различных пористых сред. Закупоренные пористые среды выдерживают градиенты давления до 42 МПа на 1 м (1800 psi (12,4 МПа) на 29 см пористой среды). Пористая среда была полностью заблокирована тяжелой нефтью после инжекции 10 объемов пор эмульсии (использовались только эмульсии, содержащие до 13 процентов тяжелой нефти). Обычно эффект тампонирования для более вязких нефтей выражен сильнее, чем для нефтей, имеющих меньшую вязкость, вследствие комбинированного эффекта капиллярности и вязкости нагнетаемой жидкости. Глубина проникновения эмульсии зависела от соотношения размеров капельки и канала и от обработки керна перед промывкой. Смачиваемость водой твердой матрицы обеспечивает более глубокое проникновение эмульсии тяжелая нефть/вода в пористую формацию.The use of heavy oil in heavy oil-in-water (HO / W) emulsions for downhole operations has been described in SPE 110754, “Innovative Gas Shutoff Method Using Heavy Oil-In Water Emulsion” water) (2008). Please note that in this case it’s not about bitumen, but heavy oil with a viscosity of about 10 and 34 MPa⋅s at 20 ° C and a shear rate> 1 s -1 ] Laboratory tests were performed to seal the pores in model cells and porous cores when using HO / W emulsions with different droplet sizes and different rheological characteristics. The flow of an emulsion through porous media is a complex process, which depends both on the properties of the droplets and on the parameters of the solid matrix. The parameters of the emulsion (for example, the concentration of the emulsifier) is regulated depending on the properties of the matrix to achieve the destruction of the emulsion (coalescence of droplets) in a sample with known pore parameters. Droplets can coalesce and form larger droplets when the concentration of surfactant in the solution is reduced to a minimum. Another mechanism described was the coalescence of droplets under the action of high shear forces, which destroy the film at the interface when the droplets are forced to approach each other. The use and effectiveness of a heavy oil-in-water emulsion for blocking a porous sample has been demonstrated for various porous media. Corked porous media can withstand pressure gradients of up to 42 MPa per 1 m (1800 psi (12.4 MPa) per 29 cm of porous medium). The porous medium was completely blocked by heavy oil after injection of 10 pore volumes of the emulsion (only emulsions containing up to 13 percent of heavy oil were used). Typically, the plugging effect for more viscous oils is more pronounced than for oils having a lower viscosity, due to the combined effect of capillarity and viscosity of the injected fluid. The penetration depth of the emulsion depended on the ratio of droplet and channel sizes and on core treatment before washing. The wettability of the solid matrix with water provides a deeper penetration of the heavy oil / water emulsion into the porous formation.
Борьба с фильтрационными потерями жидкостиFighting filtration fluid loss
Борьба с фильтрационными потерями жидкости часто является важным требованием для успешного гидроразрыва пласта. Эффективность является преимущественно функцией вязкости и способности к образованию фильтрующей корки гидравлической жидкости для гидроразрыва и проницаемости и пористости формации. Если проницаемость и пористость пласта высоки, c фильтрационными потерями жидкости типично борются путем увеличения вязкости или способности к образованию фильтрующей корки гидравлической жидкости для гидроразрыва путем добавления полимеров или имеющих требуемые размеры частиц. Могут использоваться различные добавки для борьбы с фильтрационными потерями жидкости. Например, добавки включают карбонаты, соли, минералы и твердые или эластичные маслорастворимые смолы. Фильтрационные потери жидкости в формации можно предотвратить путем использования добавок, изготовленных из деформируемого и/или гидролизуемого материала. Типичной проблемой, часто ассоциированной с твердыми добавками для снижения фильтрационных потерь жидкости, является риск забивания оборудования, перфорационных каналов или пласта. Также, после нагнетания в скважину, жесткие твердые частицы могут недостаточно хорошо размещаться в поровом пространстве, тем самым снижая эффективность борьбы с фильтрационными потерями жидкости. Обратимого тампонирования пласта можно достичь путем использования разлагаемых добавок; для разложения большинства из которых требуется вода или углеводород и повышенная температура.Fighting fluid filtration losses is often an important requirement for successful fracturing. Efficiency is primarily a function of viscosity and the ability to form a filter cake of a hydraulic fluid for fracturing and permeability and porosity of a formation. If the permeability and porosity of the formation are high, the filtration loss of the fluid is typically fought by increasing the viscosity or the ability to form a filter cake of hydraulic fracturing fluid by adding polymers or having the required particle sizes. Various additives may be used to combat filtration fluid loss. For example, additives include carbonates, salts, minerals, and solid or elastic oil soluble resins. Filtration fluid loss in the formation can be prevented by using additives made from a deformable and / or hydrolyzable material. A typical problem often associated with solid additives to reduce filtration fluid loss is the risk of clogging of equipment, perforations, or formation. Also, after injection into the well, rigid solid particles may not be well placed in the pore space, thereby reducing the effectiveness of the fight against filtration loss of fluid. Reversible formation plugging can be achieved by using degradable additives; decomposition of most of which requires water or hydrocarbon and elevated temperature.
Бриджинг и тампонированиеBridging and plugging
Была описана обратимая изоляция интервала скважины (или отведение потока от этого интервала) путем создания барьеров, состоящих из гидролизуемых полимерных волокон. Также известно использование таких волокон в качестве добавок для предотвращения потерь жидкости. Патент США № 7275596 описывает использование волокон для транспортировки проппанта или гравия для гидроразрыва. Промышленное применение этого патента предусматривает добавление волокна к низковязким жидкостям для предотвращения быстрого оседания проппанта и обеспечения равномерного размещения проппанта в трещине. Патент также описывает волокна, способные после завершения обработки гидролизоваться до природных продуктов, не образующих осадка в водных растворах. Волокна и продукты их разложения совместимы с жидкостями, используемыми в скважине. Однако создание высококачественного барьера в скважине остается сложной задачей; трудно селективно разместить в скважине барьер, имеющий достаточно низкую проницаемость для снижения приемистости; также трудно контролировать проницаемость барьера. Сообщалось об использовании в скважинах временных барьеров (см. Ali et al. “Combined Stimulation and Sand Control,” Oilfield Review, vol. 14, No. 2, pp. 30-47), где описан способ борьбы с выносом песка с одновременным созданием временного барьера, содержащего волокна, при образовании трещин гидроразрыва). Также известно использование разлагаемых материалов, например, в форме волокон, для изменения направления потоков в скважине или изоляции. Для эффективного тампонирования волокна должны закачиваться при высоком их содержании в суспензии. Это вызывает риски забивания поверхностного или скважинного оборудования и потому значительно ограничивает их применение. Дополнительно, необходимость смешения и закачивания содержащей волокна суспензии устанавливает ограничения на некоторые свойства волокон (например, длину) до значений, являющихся субоптимальными для тампонирования больших трещин. Такие ограничения снижают объемы применения волокон для бриджинга/тампонирования трещин, разрывов и каналов.Reversible isolation of a well interval (or flow diversion from this interval) by creating barriers consisting of hydrolyzable polymer fibers has been described. It is also known to use such fibers as additives to prevent fluid loss. US patent No. 7275596 describes the use of fibers for transporting proppant or gravel for fracturing. The industrial application of this patent involves the addition of fiber to low viscosity fluids to prevent the proppant from settling quickly and to ensure uniform proppant placement in the fracture. The patent also describes fibers that, upon completion of processing, can hydrolyze to natural products that do not form a precipitate in aqueous solutions. Fibers and their degradation products are compatible with fluids used in the well. However, creating a high quality barrier in the well remains a challenge; it is difficult to selectively place a barrier in the well having a sufficiently low permeability to reduce injectivity; it is also difficult to control the permeability of the barrier. The use of temporary barriers in wells has been reported (see Ali et al. “Combined Stimulation and Sand Control,” Oilfield Review, vol. 14, No. 2, pp. 30-47) for a method for controlling sand removal while creating temporary barrier containing fibers during fracturing). It is also known to use degradable materials, for example in the form of fibers, to change the direction of flow in a well or insulation. For effective plugging, the fibers must be pumped at a high content in the suspension. This causes the risk of clogging of surface or downhole equipment and therefore significantly limits their use. Additionally, the need to mix and pump the fiber-containing suspension sets limits on some fiber properties (eg, length) to values that are suboptimal for plugging large cracks. Such restrictions reduce the use of fibers for bridging / plugging of cracks, gaps and channels.
Патент США № 3917535 раскрывает использование эмульсий на водной основе (с водой в качестве внешней фазы) для кислотного гидроразрыва пластов. Существуют также методики, использующие для обработки скважин эмульсии типа вода-в-масле. Патент США № 4233165 раскрывает приготовление эмульсий вода-в-масле (непрерывная фаза представляла собой легкие углеводороды), в которых водная фаза (капельки воды размером менее 10 микрон) содержит кислоту для кислотной обработки или переносит реакционно-способные твердые вещества (например, карбонаты цинка для реакции с сероводородом в буровом флюиде). Общая концентрация углеводородной фазы в дисперсии может составлять менее 25%. Однако этот тип эмульсии является непригодным для целей, описанных в настоящем изобретении. Такая дисперсия на углеводородной основе не может селективно тампонировать целевые зоны.US patent No. 3917535 discloses the use of water-based emulsions (with water as the external phase) for acid fracturing. There are also techniques that use water-in-oil emulsions to treat wells. US patent No. 4233165 discloses the preparation of water-in-oil emulsions (the continuous phase was light hydrocarbons), in which the aqueous phase (water droplets less than 10 microns in size) contains acid for acid treatment or transfers reactive solids (for example, zinc carbonates for the reaction with hydrogen sulfide in the drilling fluid). The total concentration of the hydrocarbon phase in the dispersion may be less than 25%. However, this type of emulsion is unsuitable for the purposes described in the present invention. Such a hydrocarbon-based dispersion cannot selectively pad target zones.
Другой патент, патент США № 6939832, раскрывает способ контролируемого обращения эмульсий вода-в-масле для обработки скважин. Закачиваемая жидкость представляла собой эмульсию типа вода-в-масле (W/O) с диспергируемым химикатом и деэмульгатором (в данном случае - поверхностно-активное вещество с температурой помутнения выше 40°C (или выше 60°C)). Альтернативно, эмульсия типа вода-в-масле (W/O) и деэмульгатор смешивались в формации. В приведенных примерах эмульсия с деэмульгатором теряла стабильность (обращалась) при температурах выше 100°C, тогда как в условиях окружающей среды такой же состав оставался стабильным на протяжении нескольких дней.Another patent, US patent No. 6939832, discloses a method for the controlled circulation of water-in-oil emulsions for treating wells. The injected liquid was a water-in-oil (W / O) emulsion with a dispersible chemical and a demulsifier (in this case, a surfactant with a cloud point above 40 ° C (or above 60 ° C)). Alternatively, a water-in-oil (W / O) emulsion and a demulsifier are mixed in a formation. In the above examples, the emulsion with a demulsifier lost stability (reversed) at temperatures above 100 ° C, while under ambient conditions the same composition remained stable for several days.
Эмульсии масло-в-воде использовались в качестве жидкостей для обработки (например, для тампонирования пластов. Примеры включают эмульсии, описанные в патентах США №№ 7231976 и 7392844; публикациях патентных заявок США №№ 2008/0217012 и 2009/0078417; и публикациях патентных заявок PCT №№ WO 2001/94742 и WO 1994/28085). Ни одна из них не раскрывает использование битума. Эмульсия масло-в-воде, вследствие ее высокой вязкости, сама по себе способна закупоривать пласт до ее последующего разрушения. Кроме того, эмульсия служит прекрасной жидкостью-носителем для дисперсных материалов, таких как агенты отведения потока или тампонирования. Использование эмульсий позволяет уменьшить концентрацию дорогих гелеобразующих агентов.Oil-in-water emulsions have been used as processing fluids (for example, for plugging formations. Examples include those described in US Pat. Nos. 7,231,976 and 7,392,844; US Patent Publications Nos. 2008/0217012 and 2009/0078417; and Patent Publications PCT applications Nos. WO 2001/94742 and WO 1994/28085). None of them disclose the use of bitumen. The oil-in-water emulsion, due to its high viscosity, is itself capable of plugging the formation before its subsequent destruction. In addition, the emulsion serves as an excellent carrier fluid for dispersed materials, such as flow diversion or plugging agents. The use of emulsions can reduce the concentration of expensive gelling agents.
Специально приготовленные битумные эмульсии (типа масло-в-воде (O/W)), коммерчески доступные в настоящее время (включая надлежащим образом выбранные поверхностно-активные вещества и другие стабилизирующие агенты) устраняют многие препятствия к использованию в полевых условиях, поскольку такие типы эмульсий являются стабильными, недорогими и доступными.Specially prepared bitumen emulsions (oil-in-water (O / W) type) currently commercially available (including appropriately selected surfactants and other stabilizing agents) remove many of the barriers to use in the field, as these types of emulsions are stable, inexpensive and affordable.
Битумные эмульсии представляют собой капельки битума, суспендированные в воде и стабилизированные одним или несколькими поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества могут быть анионными, но наиболее широкодоступными являются катионно-стабилизированные эмульсии. Битумные эмульсии были предложены в качестве альтернативы горячему битуму в дорожном и жилищном строительстве или нанесении покрытий. Эмульсия битума позволяет работать при температуре окружающей среды и во влажных условиях. Часто битумные эмульсии используются с твердыми частицами, такими как гравий, щебень, песок и т.д. При смешении и высушивании битум осаждается из эмульсии на твердые частицы, склеивая таким образом частицы. Катионные битумные эмульсии (стабилизированные катионными поверхностно-активными веществами) легко обращаются при контакте с анионными поверхностями, такими как карбонаты, гравий и другие твердые материалы, часто присутствующие или размещаемые в скважинах.Bitumen emulsions are droplets of bitumen suspended in water and stabilized by one or more surfactants. Surfactants may be anionic, but cationically stabilized emulsions are most widely available. Bitumen emulsions have been proposed as an alternative to hot bitumen in road and residential construction or coating. Bitumen emulsion allows you to work at ambient temperature and in humid conditions. Often bitumen emulsions are used with solid particles such as gravel, crushed stone, sand, etc. When mixed and dried, bitumen is deposited from the emulsion onto solid particles, thereby gluing the particles together. Cationic bitumen emulsions (stabilized by cationic surfactants) are easily handled by contact with anionic surfaces such as carbonates, gravel and other solid materials that are often present or placed in wells.
Битумная эмульсия сама по себе может быть дисперсной фазой жидкости на водной или углеводородной основе. Например, непрерывная фаза на углеводородной основе может содержать капельки воды, которые в свою очередь содержат капельки битума; такая система называется двойной эмульсией O/W/O (масло-в-воде-в-масле). Таким образом, битумные эмульсии могут быть использованы в жидкостях на углеводородной основе, а также в жидкостях на водной основе, как указано в других разделах данного описания. Другими пригодными двойными эмульсиями являются эмульсии W/O/W (вода-в-масле-в-воде). Аналогично, могут быть использованы тройные или четверные эмульсии, такие как эмульсии W/O/W/O, O/W/O/W, W/O/W/O/W и O/W/O/W/O. Двойные, тройные и т.д. эмульсии также могут быть стабилизированы поверхностно-активными веществами и использованы как обычные битумные эмульсии.The bitumen emulsion itself can be a dispersed phase of an aqueous or hydrocarbon based liquid. For example, a hydrocarbon-based continuous phase may contain water droplets, which in turn contain bitumen droplets; such a system is called an O / W / O (oil-in-water-in-oil) double emulsion. Thus, bitumen emulsions can be used in hydrocarbon-based liquids, as well as in water-based liquids, as indicated in other sections of this description. Other suitable double emulsions are W / O / W (water-in-oil-in-water) emulsions. Similarly, triple or quaternary emulsions, such as W / O / W / O, O / W / O / W, W / O / W / O / W and O / W / O / W / O, can be used. Double, triple, etc. emulsions can also be stabilized with surfactants and used as conventional bitumen emulsions.
Обращение эмульсии в скважине может быть инициировано несколькими способами, или даже комбинациями способов. Может быть использован любой такой способ, например, контакт капелек битума с пористыми средами, взаимодействие с агентами-инициаторами (например, поверхностно-активным веществом, имеющим заряд, противоположный заряду поверхностно-активного вещества, стабилизирующего эмульсию), температура пласта и изменение pH или сдвиговая нагрузка. Квалифицированные специалисты в области скважинных операций знают большое количество таких способов. Условия и химикаты для инициирования обращения битумных эмульсий также известны квалифицированным специалистам в области деэмульгирования тяжелой нефти.The circulation of the emulsion in the well can be initiated in several ways, or even combinations of methods. Any such method can be used, for example, contacting bitumen droplets with porous media, interacting with initiating agents (for example, a surfactant having a charge opposite to the charge of a surfactant that stabilizes the emulsion), formation temperature and pH change or shear load. Qualified specialists in the field of downhole operations know a large number of such methods. The conditions and chemicals for initiating the circulation of bitumen emulsions are also known to those skilled in the art of demulsifying heavy oil.
Эмульсии битум-в-масле, используемые в различных способах по изобретению, транспортируются к и, необязательно, могут храниться на месте проведения работ. Затем они могут быть добавлены к жидкости гидроразрыва или другим жидкостям сами по себе или вместе с другими добавками, включая проппант и волокно, в зависимости от цели работ.Bitumen-in-oil emulsions used in various methods of the invention are transported to and, optionally, may be stored at the work site. They can then be added to the fracturing fluid or other fluids on their own or with other additives, including proppant and fiber, depending on the purpose of the work.
В дополнение к гидроразрыву, жидкости, содержащие битумные эмульсии, пригодны для использования в качестве добавки к жидкостям для обработки при бурении и различных скважинных операциях. Примеры применения включают борьбу с фильтрационными потерями бурового раствора, контроль бриджинга и тампонирования, необходимых для перенаправления потоков флюидов, борьбу с миграцией тонкодисперсных частиц, кислотную обработку матрицы (включая природно трещиноватые пласты) и контроль обратного потока.In addition to fracturing, fluids containing bitumen emulsions are suitable as additives to fluids for processing during drilling and various downhole operations. Examples of applications include controlling mud filtration losses, controlling the bridging and plugging needed to redirect fluid flows, controlling the migration of fine particles, acidizing the matrix (including naturally fractured formations), and controlling backflow.
Битумные эмульсии могут быть добавлены в жидкости для гидроразрыва и другие жидкости для обработки скважин в концентрациях от примерно 0,1 до примерно 90 масс.%, предпочтительно, от примерно 0,5 до примерно 20 масс.% Для предотвращения фильтрационных потерь жидкости через пластовые поры, в жидкость для гидроразрыва или буровой раствор типично добавляют от примерно 1 до примерно 20 масс.% битумной эмульсии. Если требуется предотвратить фильтрационные потери жидкости через разломы, каналы или трещины, типично закачивается битумная эмульсия с концентрацией от примерно 0,1 до примерно 20 масс.%, вместе со вспомогательным материалом или такими веществами, как дисперсные формы различных материалов (например, минералов, полимеров и т.д.), часто, включая волокна.Bitumen emulsions can be added to fracturing fluids and other well treatment fluids in concentrations from about 0.1 to about 90 wt.%, Preferably from about 0.5 to about 20 wt.%. To prevent filtration loss of fluid through formation pores. , typically from about 1 to about 20 wt.% bitumen emulsion is typically added to the fracturing fluid or drilling fluid. If it is desired to prevent fluid loss through fractures, channels or cracks, a bitumen emulsion is typically pumped with a concentration of from about 0.1 to about 20 wt.%, Together with auxiliary material or substances such as dispersed forms of various materials (e.g. minerals, polymers etc.), often including fibers.
Известно, что флокуляция волокон играет важную роль в эффективном бриджинге и тампонировании. Битумная эмульсия может улучшать флокуляцию волокон, тем самым обеспечивая лучший бриджинг и/или тампонирование трещин, каналов или разломов. Это, в свою очередь, может обеспечивать изменение направления движения флюидов в скважине.It is known that fiber flocculation plays an important role in effective bridging and plugging. Bitumen emulsion can improve fiber flocculation, thereby providing better bridging and / or plugging of cracks, channels or faults. This, in turn, can provide a change in the direction of fluid movement in the well.
Битумные эмульсии могут быть использованы для борьбы с фильтрационными потерями жидкости и отведения флюидов в том виде, как они поставляются или были приготовлены, или они могут быть использованы с агентом-инициатором. Агент-инициатор зависит от природы поверхностно-активного вещества, используемого для стабилизации эмульсии. Если используется катионное поверхностно-активное вещество, то агент-инициатор должен быть анионным. И наоборот. Так, для битумных эмульсий, стабилизированных катионным поверхностно-активным веществом, в качестве инициаторов используются карбонаты, силикаты, гидроксиды и т.д. Для битумных эмульсий, стабилизированных анионным поверхностно-активным веществом, используются производные кальция, магния, цинка и других катионов (соли, гидроксиды, комплексы и т.д.). Инициаторы могут быть водорастворимыми или могут иметь ограниченную растворимость. Они также могут быть дисперсными твердыми частицами (например, карбоната кальция). Инициаторы должны быть изолированы от непосредственного контакта с битумной эмульсией путем инкапсулирования, посредством стадий физического разделения эмульсии и инициирования, поверхностной модификации инициатора или сверхстабилизации эмульсии (добавление дополнительного количества поверхностно-активного вещества или стабилизация с помощью дисперсных материалов и т.д.), для обеспечения инициирования через желательный период времени после закачивания, в соответствии со схемой проведения работ.Bitumen emulsions can be used to combat filtration losses of liquids and divert fluids as they are supplied or prepared, or they can be used with an initiating agent. The initiating agent depends on the nature of the surfactant used to stabilize the emulsion. If a cationic surfactant is used, the initiating agent must be anionic. And vice versa. So, for bitumen emulsions stabilized by a cationic surfactant, carbonates, silicates, hydroxides, etc. are used as initiators. For bitumen emulsions stabilized by an anionic surfactant, derivatives of calcium, magnesium, zinc and other cations (salts, hydroxides, complexes, etc.) are used. The initiators may be water soluble or may have limited solubility. They can also be dispersed solid particles (e.g. calcium carbonate). The initiators should be isolated from direct contact with the bitumen emulsion by encapsulation, through the stages of physical separation of the emulsion and initiation, surface modification of the initiator or overstabilization of the emulsion (adding an additional amount of surfactant or stabilization with dispersed materials, etc.), to ensure initiation after a desired period of time after injection, in accordance with the scheme of work.
Битумные эмульсии могут быть добавлены к жидкостям в оперативном режиме или они могут быть добавлены при смешении компонентов жидкостей. Битумные эмульсии могут быть добавлены ко всему объему жидкости для обработки (например, для борьбы с фильтрационными потерями жидкости вообще), или только на определенных стадиях (например, на стадии или стадиях перенаправления потока флюидов). Для контроля обратного потока битумную эмульсию добавляют в жидкость для завершающей стадии работ.Bitumen emulsions can be added to liquids online or they can be added by mixing the components of the liquids. Bitumen emulsions can be added to the entire volume of liquid for processing (for example, to combat filtration losses of the liquid in general), or only at certain stages (for example, at the stage or stages of the redirection of fluid flow). To control the reverse flow, a bitumen emulsion is added to the liquid for the final stage of work.
Добавление битумной эмульсии к содержащей проппант суспензии с последующим ее обращением используется для агломерации проппанта. Эмульсия может быть добавлена в проппантные пробки, если при проведении работ используются проппантные пробки; альтернативно, порции эмульсии могут быть добавляться периодически, в то время как закачка проппанта осуществляется непрерывно на протяжении выполнения работ. В любом случае инициирование эмульсии приводит к агломерации проппанта битумом. В первом случае предотвращается процесс диспергирования. Во втором случае, агломерированный проппант предпочтительно будет размещаться вблизи буровой скважины, в отличие от неагломерированного проппанта, который будет заходить глубже в трещины. Агломерация должна происходить в трещине, после прохождения жидкости по перфорационным каналам. При совместной закачке проппанта и битумной эмульсии, жидкость может содержат от примерно 0,1 до примерно 90 масс.% битумной эмульсии и от примерно 24 до примерно 1200 г/л (от примерно 0,2 до примерно 10 ppa (фунтов добавленного проппанта)) проппанта. Пригодным проппантом в таких случаях является слюда, и предпочтительные количества при использовании слюды будут составлять от примерно 1 до примерно 20 масс.% битумной эмульсии и от примерно 60 до примерно 240 г/л (от примерно 0,5 до примерно 2 ppa) проппанта.The addition of a bitumen emulsion to a proppant-containing suspension followed by its circulation is used to agglomerate the proppant. The emulsion can be added to proppant plugs if proppant plugs are used during the work; alternatively, portions of the emulsion may be added periodically, while proppant is continuously pumped during the course of the work. In any case, the initiation of the emulsion leads to agglomeration of the proppant with bitumen. In the first case, the dispersion process is prevented. In the second case, the agglomerated proppant will preferably be located near the borehole, in contrast to the non-agglomerated proppant, which will go deeper into the fractures. Agglomeration should occur in the crack, after the passage of fluid through the perforation channels. When proppant and bitumen emulsion are co-injected, the liquid may contain from about 0.1 to about 90 wt.% Bitumen emulsion and from about 24 to about 1200 g / l (from about 0.2 to about 10 ppa (pounds of added proppant)) proppant. A suitable proppant in such cases is mica, and preferred amounts when using mica will be from about 1 to about 20 wt.% Bitumen emulsion and from about 60 to about 240 g / l (from about 0.5 to about 2 ppa) of the proppant.
В ситуациях, когда стадия закачки агента-инициатора выполняется перед или немедленно после стадии битумной эмульсии, необходим инертный заполнитель (такой как жидкость для гидроразрыва, водный раствор поверхностно-активного вещества и т.д.). Для предотвращения нежелательного несвоевременного обращения, если немедленное обращение не является частью рабочего плана.In situations where the initiator agent injection step is performed before or immediately after the bitumen emulsion step, an inert aggregate (such as fracturing fluid, aqueous surfactant solution, etc.) is required. To prevent unwanted untimely treatment if immediate treatment is not part of the work plan.
После обработки нежелательный остаток обращенной битумной эмульсии, образовавшейся из битумной эмульсии, удаляется с добытой нефтью или с помощью растворителя, закачиваемого после обработки. Пригодные растворители, растворяющие битум, включают нефть, растительные масла, дизель, керосин и т.д.After processing, the unwanted residue of the inverted bitumen emulsion formed from the bitumen emulsion is removed with the extracted oil or with a solvent pumped after treatment. Suitable solvents that dissolve bitumen include oil, vegetable oils, diesel, kerosene, etc.
Битумные эмульсии предпочтительно используются при температурах в интервале от примерно 0 до примерно 160°C.Bitumen emulsions are preferably used at temperatures ranging from about 0 to about 160 ° C.
Настоящее изобретение может быть дополнительно проиллюстрировано следующими примерами.The present invention can be further illustrated by the following examples.
В данной работе использовалась битумная эмульсия, производимая фирмой Сибавтобан ООО (Sibavtoban, PLC) (Новосибирск, Россия). Она представляет собой коммерчески доступную стабилизированную эмульсию катионного типа, обозначенную BEC-2 фирмы Сибавтобан, и имеет содержание битума примерно 60%.In this work, we used a bitumen emulsion manufactured by Sibavtoban LLC (Sibavtoban, PLC) (Novosibirsk, Russia). It is a commercially available stabilized cationic type emulsion designated BEC-2 from Sibavtoban and has a bitumen content of approximately 60%.
Пример 1: Борьба с фильтрационными потерями жидкостиExample 1: Combating filtration fluid loss
Добавление битумной эмульсии к линейному гелю или к другим жидкостям гидроразрыва значительно уменьшает фильтрационные потери жидкости в лабораторных условиях. Дополнительное инициирование (обращающий агент) не требовалось. Наблюдалось разрушение битумной эмульсии в порах керна, имитирующего пласт, приводящее к осаждению частиц битума в керне. При обратной промывке или очистке битум удалялся из пласта с нефтью (например, с обратным притоком) или вымывался одним или несколькими органическими растворителями, типично используемыми в промышленности (такими как толуол, дизельное масло и лигроин).Adding a bitumen emulsion to a linear gel or to other fracturing fluids significantly reduces filtration loss in the laboratory. Additional initiation (reverse agent) was not required. The destruction of the bitumen emulsion in the pores of the core simulating the formation was observed, leading to the deposition of particles of bitumen in the core. During backwashing or refining, bitumen was removed from the formation with oil (e.g., with reverse flow) or washed with one or more organic solvents typically used in industry (such as toluene, diesel oil, and naphtha).
Фигура 1 представляет собой схему лабораторного прибора для определения фильтрационных потерь жидкости. Насос толкает поршень в цилиндре, содержащем жидкость, нагнетаемую через керн. Измеряли давление флюида над поршнем. Добавляли 10 масс.% битумной эмульсии BEC-2 к 2 масс.% раствору KCl в деионизированной воде. Смесь помещали в поршень (in the piston) и прокачивали через песчаный керн (имеющий проницаемость 137 мД; диаметр 17,5 мм и длину 23 мм). Песчаный керн промывали 2 масс.% раствором KCl. Испытания проводили при разных постоянных величинах давления от 100 до 500 psi (0,68-3,4 МПа). Измеряли массу выходящего потока на выходе керна. Очистку проводили с помощью дизельного масла под давлением 200 psi (1,36 МПа). При этом также измеряли массу жидкости, прошедшей через керн.Figure 1 is a diagram of a laboratory device for determining filtration fluid loss. A pump pushes a piston in a cylinder containing fluid pumped through a core. The fluid pressure above the piston was measured. A 10 wt% BEC-2 bitumen emulsion was added to a 2 wt% solution of KCl in deionized water. The mixture was placed in a piston (in the piston) and pumped through a sand core (having a permeability of 137 mD; diameter 17.5 mm and length 23 mm). The sand core was washed with 2 wt.% KCl solution. The tests were carried out at different constant pressure values from 100 to 500 psi (0.68-3.4 MPa). The mass of the effluent at the core outlet was measured. Purification was performed using diesel oil under a pressure of 200 psi (1.36 MPa). The mass of fluid passing through the core was also measured.
Фигура 2 показывает результаты испытаний битумной эмульсии, используемой для борьбы с фильтрационными потерями жидкости в песчаном керне, с последующей очисткой с помощью дизельного масла. Можно заметить, что значительное снижение фильтрационных потерь жидкости достигалось даже в таком коротком керне. Барьер, создаваемый в результате отложения битума, легко удалялся путем промывки дизельным топливом.Figure 2 shows the test results of a bitumen emulsion used to combat filtration loss of fluid in a sand core, followed by purification with diesel oil. You may notice that a significant reduction in filtration loss of fluid was achieved even in such a short core. The barrier created by the deposition of bitumen was easily removed by washing with diesel fuel.
Пример 2:Example 2: БриджингBridging
Бриджинг представляет собой важное явление для изменения направления движения флюидов; мы определяем его как блокирование открытого для потока канала путем одновременного поступления стабильных частиц, размеры которых меньше, чем канала. Кроме того, чтобы агент бриджинга (твердые частицы) был эффективным после размещения, частицы не должны вытесняться потоком жидкости-носителя и должны создавать эффективный барьер для потока, который называется “пробкой”. Обычно для создания пробки исходный барьер, образующийся на участке бриджинга, должен герметизироваться дополнительными более мелкими и/или деформируемыми дисперсными материалами и уплотняться под давлением. Двумя важными характеристиками пробок являются перепад давления, который они могут выдерживать, и их проницаемость.Bridging is an important phenomenon for changing the direction of fluid movement; we define it as blocking a channel open for flow by the simultaneous arrival of stable particles whose sizes are smaller than the channel. In addition, for the bridging agent (particulate matter) to be effective after placement, the particles must not be displaced by the flow of carrier fluid and must create an effective barrier to the flow, which is called a “plug”. Typically, to create a cork, the initial barrier formed in the bridging area must be sealed with additional smaller and / or deformable dispersed materials and densified under pressure. The two important characteristics of plugs are the pressure drop that they can withstand and their permeability.
Для обеспечения бриджинга в щелях или трещинах разной геометрии могут быть использованы проппант и/или волокна. Однако, когда ширина трещины или щели значительно превышает размер дисперсной частицы, бриджинг не возникает. Также, даже для маленьких трещин, необходимо закачивать высокие концентрации дисперсных материалов, которые могут приводить к забиванию поверхностного оборудования, или ограниченных секций заканчиваемой скважины. Кроме того, бриджинг является функцией скорости движения суспензии. Чем ниже скорость, тем выше способность к бриджингу. Однако по различным причинам ограничение скорости не всегда будет желательным (или достижимым) при проведении гидроразрывов.To provide bridging in cracks or cracks of different geometries, proppant and / or fibers can be used. However, when the width of the crack or slit is significantly greater than the size of the dispersed particle, bridging does not occur. Also, even for small fractures, it is necessary to pump high concentrations of dispersed materials, which can lead to clogging of surface equipment, or limited sections of the completed well. In addition, bridging is a function of the speed of the suspension. The lower the speed, the higher the ability for bridging. However, for various reasons, speed limitation will not always be desirable (or achievable) when carrying out hydraulic fracturing.
Например, опубликованные результаты лабораторных испытаний (см., например, SPE 119636, 19-21 January, 2009) показали, что щель шириной 2 мм может быть перекрыта разлагаемыми волокнами длиной 6 мм и диаметром 14 микрон в концентрации 0,5 масс.% в линейном гуаровом геле с вязкостью жидкости 20 сП при 170 с-1 и скорости 1,2 фута/с (0,37 м/с). Щель размером 4 мм может быть перекрыта в таких же условиях при концентрации волокон 1,6%. Однако для перекрывания щели размером 6 мм при такой концентрации волокон необходимо уменьшить скорость потока до примерно 0,4 фута/с (0,12 м/с). Щель шириной 8 мм вообще не может быть перекрыта такими волокнами в таких условиях.For example, published laboratory test results (see, for example, SPE 119636, 19-21 January, 2009) showed that a
Контролируемый бриджинг и запечатывание широких трещин представляют собой сложную задачу, для решения которой в настоящее время не существует хороших растворов. Идеально, бриджинг должен протекать контролируемо при низкой концентрации дисперсных материалов и быть нечувствительным к ширине трещин (которая часто является параметром, точно не известным при закачивании оператором жидкости для гидроразрыва). Мы обнаружили, что битумная эмульсия, при добавлении к растворам для гидроразрыва или другим жидкостям, повышает способность суспензий волокна к бриджингу.Controlled bridging and sealing of wide cracks is a difficult task, for which there are currently no good solutions. Ideally, bridging should proceed in a controlled manner at a low concentration of dispersed materials and be insensitive to the width of the cracks (which is often a parameter that is not exactly known when the hydraulic fluid pumped by the operator). We found that bitumen emulsion, when added to fracturing solutions or other fluids, increases the ability of fiber suspensions to bridging.
Способность волокон к бриджингу в присутствии битумной эмульсии, обращаемой карбонат-анионом, была изучена с использованием лабораторной установки, изображенной на Фигуре 3, и каналов различной геометрии (щелевой и туннельной). Процедура была основана на методике, описанной в документе SPE 119636, указанном выше.The ability of the fibers to bridging in the presence of a bitumen emulsion reversed by the carbonate anion was studied using the laboratory setup depicted in Figure 3 and channels of various geometries (slot and tunnel). The procedure was based on the technique described in SPE 119636 above.
Для линейной щели: Обращение суспензии, изготовленной из 480 мл линейного гуарового геля с вязкостью 53 сП при 170 с-1, 15 мл битумной эмульсии BEC-2, 9 г волокна полимолочной кислоты (150 ppt (фунтов на тысячу галлонов), 1,8 масс.%), инициировали с помощью 10 мл 2% раствора NaHCO3 для высвобождения битума. Через 10 минут после добавления инициирующего раствора, суспензию прокачивали через плоские щели размером от 2 мм до 9 мм со скоростью 30 мл/мин. Бриджинг был достигнут во всех случаях, и давление поднялось до более 450 psi (3,1 МПа), после чего срабатывало аварийное отключение насоса. При других условиях (например, более низких скоростях (которые нормально усиливают бриджинг), более высоких концентрациях волокон и меньших вязкостях жидкостей) образование пробки без добавления битумной эмульсии не наблюдалось даже для щели шириной 9 мм. Типичный скачок давления при прокачивании через ячейку продемонстрирован на Фигуре 4. Аналогичный эксперимент без эмульсии не приводил к бриджингу. Снижение концентрации добавленной эмульсии (до 10 мл для вышеуказанной суспензии) или снижение концентрации волокон (до 1,2%) приводило к отсутствию бриджинга.For a linear slit: Handling a slurry made of 480 ml linear guar gel with a viscosity of 53 cP at 170 s -1 , 15 ml of BEC-2 bitumen emulsion, 9 g of polylactic acid fiber (150 ppt (pounds per thousand gallons), 1.8 wt.%), initiated using 10 ml of a 2% solution of NaHCO 3 to release bitumen. 10 minutes after adding the initiating solution, the suspension was pumped through flat slits ranging in size from 2 mm to 9 mm at a speed of 30 ml / min. Bridging was achieved in all cases, and the pressure rose to more than 450 psi (3.1 MPa), after which an emergency shutdown of the pump was triggered. Under other conditions (for example, lower speeds (which normally enhance bridging), higher fiber concentrations and lower fluid viscosities), cork formation without the addition of bitumen emulsion was not observed even for a 9 mm wide slit. A typical pressure jump during pumping through the cell is shown in Figure 4. A similar experiment without an emulsion did not lead to bridging. A decrease in the concentration of the added emulsion (up to 10 ml for the above suspension) or a decrease in the concentration of fibers (up to 1.2%) led to the absence of bridging.
Для цилиндрического отверстия: Применялась та же самая процедура, но с использованием отверстия, имеющего диаметр, равный 10,4 мм. Бриджинг наблюдался при следующем составе суспензии: 310 мл линейного геля, 13,2 мл битумной эмульсии, 100 ppt (1,2%, 3,72 г) волокон и 6,6 мл 2% NaHCO3 в качестве агента-инициатора обращения битумной эмульсии. Без битумной эмульсии бриджинг не наблюдался.For a cylindrical hole: The same procedure was used, but using a hole having a diameter of 10.4 mm. Bridging was observed with the following suspension composition: 310 ml of linear gel, 13.2 ml of bitumen emulsion, 100 ppt (1.2%, 3.72 g) of fibers and 6.6 ml of 2% NaHCO 3 as an initiating agent for the circulation of bitumen emulsion . Without bitumen emulsion, bridging was not observed.
Увеличение взаимной адгезии волокон в реальном времени (on-the-fly) в присутствии инициированной или неинициированной битумной эмульсии при закачивании суспензии волокон и эмульсии в скважину обеспечивает контроль обратного потока. Неинициированная эмульсия может обеспечивать контроль в результате увеличения взаимной адгезии волокон благодаря капелькам битума между отдельными волокнами (вследствие высокой вязкости битума).An increase in real-time mutual adhesion of fibers (on-the-fly) in the presence of an initiated or uninitiated bitumen emulsion when pumping a fiber suspension and emulsion into a well provides backflow control. An uninitiated emulsion can provide control by increasing the mutual adhesion of the fibers due to droplets of bitumen between the individual fibers (due to the high viscosity of the bitumen).
Фигура 1 показывает результаты испытаний бриджинга для суспензии, состоящей из битумной эмульсии и волокон, в щели шириной 4 мм.Figure 1 shows the results of bridging tests for a slurry consisting of a bitumen emulsion and fibers in a slit 4 mm wide.
Пробки, создаваемые с помощью суспензии разлагаемых волокон и битумной эмульсии, впоследствии разрушаются в воде (волокнистый компонент пробки) и/или в масле (битумный компонент пробки), тем самым обеспечивая обратимость тампонирования трещины/канала/разлома/перфорационного канала.The plugs created with a suspension of degradable fibers and a bitumen emulsion are subsequently destroyed in water (the fiber component of the plug) and / or in oil (the bitumen component of the plug), thereby ensuring the reversibility of the plugging of the crack / channel / fault / perforation channel.
Пример 3: ТампонированиеExample 3: plugging
Битумная эмульсия, добавленная к жидкости, не только улучшает бриджинг, но и эффективно герметизирует пробку путем снижения ее проницаемости. Тампонирующая способность битумной эмульсии испытывалась на лабораторной установке, изображенной на Фиг. 5. Пачку проппант/волокно получали путем закачивания суспензии линейного гуарового геля (вязкость 120 сП при 170 с-1), 40 ppt волокна (0,48 масс.%, 4,8 г/л), 4 ppa проппанта (фунтов добавленного проппанта) (480 г/л, размер 16/20 меш) и 3 ppt (0,36 г/л) CaCO3 (в качестве твердого инициатора для битумной эмульсии) в стальную трубку (длина 12 см, диаметр 1,1 см, объем 11 мл). Пачку проппант/волокно нагревали на бане до 80°C и подогретую деионизированную воду (при 80°C) пропускали через пачку со скоростью 10 мл/мин (перепад давлений составлял 5 psi (0,034 МПа)) в течение 1 минуты, и затем - 3 мл/мин. После этого закачивали в пачку смесь 50:50 по весу воды и битумной эмульсии BEC-2. Эмульсию перед закачиванием не подогревали; при ее закачивании в пачку (с условиями, типичными для высокотемпературного пласта или трещины) обращение инициировалось нагреванием, и битум осаждался и тампонировал пачку. В течение минуты давление значительно возрастало; при увеличении давления выше 750 psi (5,2 МПа) открывался предохранительный клапан. Проницаемость пачки проппанта немедленно изменялась от очень высокой (равной 780 Д по результатам измерения перепада давления при прокачивании воды) до незначительной (течение не наблюдалось при перепаде давлений, равном 750 psi (5,2 МПа)).The bitumen emulsion added to the liquid not only improves bridging, but also effectively seals the cork by reducing its permeability. The plugging ability of the bitumen emulsion was tested in the laboratory setup shown in FIG. 5. A proppant / fiber pack was obtained by pumping a linear guar gel suspension (120 cP viscosity at 170 s -1 ), 40 ppt fiber (0.48 wt.%, 4.8 g / l), 4 ppa proppant (pounds of added proppant ) (480 g / l, size 16/20 mesh) and 3 ppt (0.36 g / l) CaCO 3 (as a solid initiator for bitumen emulsion) into a steel tube (length 12 cm, diameter 1.1 cm, volume 11 ml). The proppant / fiber pack was heated in a bath to 80 ° C and heated deionized water (at 80 ° C) was passed through the pack at a rate of 10 ml / min (pressure drop was 5 psi (0.034 MPa)) for 1 minute, and then 3 ml / min After that, a 50:50 mixture by weight of water and BEC-2 bitumen emulsion was pumped into the pack. The emulsion was not heated before pumping; when it was pumped into a pack (with conditions typical of a high-temperature formation or fracture), the circulation was initiated by heating, and bitumen precipitated and plugged the pack. Within a minute, the pressure increased significantly; when the pressure increased above 750 psi (5.2 MPa), the safety valve opened. The permeability of the proppant pack immediately changed from very high (equal to 780 D as measured by the pressure drop when pumping water) to small (no flow was observed at a pressure drop of 750 psi (5.2 MPa)).
Claims (14)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RUPCT/RU2011/000098 | 2011-02-21 | ||
PCT/RU2011/000098 WO2012115532A1 (en) | 2011-02-21 | 2011-02-21 | Bitumen emulsions for oilfield applications |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013143007/03A Division RU2013143007A (en) | 2011-02-21 | 2011-02-21 | BITUMINOUS EMULSIONS FOR USE IN THE OIL PRODUCTION INDUSTRY |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016130113A RU2016130113A (en) | 2018-01-25 |
RU2645320C2 true RU2645320C2 (en) | 2018-02-20 |
RU2645320C9 RU2645320C9 (en) | 2018-06-08 |
Family
ID=46721097
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013143007/03A RU2013143007A (en) | 2011-02-21 | 2011-02-21 | BITUMINOUS EMULSIONS FOR USE IN THE OIL PRODUCTION INDUSTRY |
RU2016130113A RU2645320C9 (en) | 2011-02-21 | 2016-07-22 | Bitumen emulsions for application in oil industry |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013143007/03A RU2013143007A (en) | 2011-02-21 | 2011-02-21 | BITUMINOUS EMULSIONS FOR USE IN THE OIL PRODUCTION INDUSTRY |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (2) | RU2013143007A (en) |
WO (1) | WO2012115532A1 (en) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102851014A (en) * | 2012-09-28 | 2013-01-02 | 四川仁智油田技术服务股份有限公司 | Oil-based shaft stabilizing fluid for gas-liquid conversion and preparation method thereof |
WO2015085149A1 (en) * | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Cesi Chemical, Inc. | Additives for use with drilling fluids |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3974877A (en) * | 1974-06-26 | 1976-08-17 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Sand control method employing low temperature oxidation |
US6284714B1 (en) * | 1998-07-30 | 2001-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole |
RU2001107412A (en) * | 2001-03-21 | 2003-02-20 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | METHOD FOR INSULATING FREE GAS FLOW TO A WELL |
RU2230900C2 (en) * | 2002-02-21 | 2004-06-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed |
US20050194141A1 (en) * | 2004-03-04 | 2005-09-08 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble fibers for use in resin coated proppant |
US20080119374A1 (en) * | 2006-11-21 | 2008-05-22 | Willberg Dean M | Polymeric Acid Precursor Compositions and Methods |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2260673C1 (en) * | 2004-04-05 | 2005-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" | Composition adapted to reduce filtering ability of porous medium |
US20050261138A1 (en) * | 2004-05-20 | 2005-11-24 | Robb Ian D | Viscosified treatment fluids comprising scleroglucan or diutan and associated methods |
-
2011
- 2011-02-21 WO PCT/RU2011/000098 patent/WO2012115532A1/en active Application Filing
- 2011-02-21 RU RU2013143007/03A patent/RU2013143007A/en unknown
-
2016
- 2016-07-22 RU RU2016130113A patent/RU2645320C9/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3974877A (en) * | 1974-06-26 | 1976-08-17 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Sand control method employing low temperature oxidation |
US6284714B1 (en) * | 1998-07-30 | 2001-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole |
RU2001107412A (en) * | 2001-03-21 | 2003-02-20 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | METHOD FOR INSULATING FREE GAS FLOW TO A WELL |
RU2230900C2 (en) * | 2002-02-21 | 2004-06-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed |
US20050194141A1 (en) * | 2004-03-04 | 2005-09-08 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble fibers for use in resin coated proppant |
US20080119374A1 (en) * | 2006-11-21 | 2008-05-22 | Willberg Dean M | Polymeric Acid Precursor Compositions and Methods |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Политехнический словарь, Москва, Советская энциклопедия, 1989, с. 324. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013143007A (en) | 2015-03-27 |
RU2645320C9 (en) | 2018-06-08 |
RU2016130113A (en) | 2018-01-25 |
WO2012115532A1 (en) | 2012-08-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10266750B2 (en) | Oil recovery compositions and methods thereof | |
CA2658780C (en) | Oil/water separation of well stream by flocculation-demulsification process | |
US2596843A (en) | Fracturing formations in wells | |
US9388335B2 (en) | Pickering emulsion treatment fluid | |
US2838117A (en) | Fracturing formations at selected elevations | |
US20160083639A1 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
US10351761B2 (en) | Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing | |
DE2920539A1 (en) | METHOD OF TREATMENT UNDERGROUND FORMATIONS SURROUNDING A DRILL HOLE | |
CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
MXPA02010423A (en) | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ecb-0002). | |
US11261718B2 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production | |
WO2015108438A1 (en) | System and methodology for well treatment | |
WO2012027083A1 (en) | Zero-leakoff emulsified acid | |
RU2645320C2 (en) | Bitumen emulsions for application in oil industry | |
CN107880867B (en) | Pickering emulsion fracturing fluid and preparation method and application thereof | |
Islam | Role of asphaltenes on oil recovery and mathematical modeling of asphaltene properties | |
US6579909B1 (en) | Method for preparing microgels of controlled size | |
Liu et al. | Experimental study of produced fluid emulsification during water/steam flooding for heavy oil recovery | |
US20170130121A1 (en) | Methods and systems for preparing surfactant polyelectrolyte complexes for use in subterranean formations | |
WO2018125260A1 (en) | Breaker system for emulsified fluid system | |
RU2391378C1 (en) | Backfill composition for selective restriction of water inflow in extraction wells | |
WO2017078560A1 (en) | Hydraulic fracturing method (variants) | |
WO2013053036A1 (en) | Use of oil-in-water emulsion for enhanced oil recovery | |
Alcázar-Vara et al. | Application of multifunctional agents during enhanced oil recovery | |
CN114806523B (en) | Multiple emulsion gel composite plugging system and preparation method and application thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 5-2018 FOR INID CODE(S) (24) Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 5-2018 FOR INID CODE(S) D N |
|
TH4A | Reissue of patent specification | ||
RZ4A | Other changes in the information about an invention | ||
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 5-2018 FOR INID CODE(S) (30) |