RU2667165C2 - Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования - Google Patents

Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования Download PDF

Info

Publication number
RU2667165C2
RU2667165C2 RU2017104290A RU2017104290A RU2667165C2 RU 2667165 C2 RU2667165 C2 RU 2667165C2 RU 2017104290 A RU2017104290 A RU 2017104290A RU 2017104290 A RU2017104290 A RU 2017104290A RU 2667165 C2 RU2667165 C2 RU 2667165C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
composite material
metal oxide
well
indicator
Prior art date
Application number
RU2017104290A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2017104290A (ru
RU2017104290A3 (ru
Inventor
Д.В. Сатянараяна ГУПТА
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2017104290A publication Critical patent/RU2017104290A/ru
Publication of RU2017104290A3 publication Critical patent/RU2017104290A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2667165C2 publication Critical patent/RU2667165C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • 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
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B35/00—Shaped ceramic products characterised by their composition; Ceramics compositions; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/622—Forming processes; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/626—Preparing or treating the powders individually or as batches ; preparing or treating macroscopic reinforcing agents for ceramic products, e.g. fibres; mechanical aspects section B
    • C04B35/628—Coating the powders or the macroscopic reinforcing agents
    • C04B35/62802—Powder coating materials
    • C04B35/62805—Oxide ceramics
    • C04B35/62807—Silica or silicates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B35/00—Shaped ceramic products characterised by their composition; Ceramics compositions; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/622—Forming processes; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/626—Preparing or treating the powders individually or as batches ; preparing or treating macroscopic reinforcing agents for ceramic products, e.g. fibres; mechanical aspects section B
    • C04B35/628—Coating the powders or the macroscopic reinforcing agents
    • C04B35/62802—Powder coating materials
    • C04B35/62805—Oxide ceramics
    • C04B35/62813—Alumina or aluminates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning 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
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
    • 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
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • 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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/04—Gravelling of wells
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2235/00—Aspects relating to ceramic starting mixtures or sintered ceramic products
    • C04B2235/02—Composition of constituents of the starting material or of secondary phases of the final product
    • C04B2235/50—Constituents or additives of the starting mixture chosen for their shape or used because of their shape or their physical appearance
    • C04B2235/54—Particle size related information
    • C04B2235/5409—Particle size related information expressed by specific surface values
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2235/00—Aspects relating to ceramic starting mixtures or sintered ceramic products
    • C04B2235/02—Composition of constituents of the starting material or of secondary phases of the final product
    • C04B2235/50—Constituents or additives of the starting mixture chosen for their shape or used because of their shape or their physical appearance
    • C04B2235/54—Particle size related information
    • C04B2235/5418—Particle size related information expressed by the size of the particles or aggregates thereof
    • C04B2235/5427—Particle size related information expressed by the size of the particles or aggregates thereof millimeter or submillimeter sized, i.e. larger than 0,1 mm
    • 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
    • C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
    • 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
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • 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
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Chemically Coating (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
  • Other Surface Treatments For Metallic Materials (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
  • Molds, Cores, And Manufacturing Methods Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке. По другому варианту композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла, по меньшей мере частично нанесенный на ядро, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, поглощенный внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла на термообработанной подложке, причем реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождаться в течение длительного периода времени в пластовой жидкости, содержащейся в подземном пласте. Способ обработки скважины в пробуренном пласте подземной формации, включающий закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего указанный выше композиционный материал. Способ интенсификации скважины в пробуренном пласте подземной формации, включающий закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего указанный выше композиционный материал. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента и/или индикатора для обработки скважины в подземной формации или пласте путем введения в формацию или пласт указанного выше композиционного материала, в котором реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный по меньшей мере на часть оксида металла термообработанной подложки, имеет срок службы, исходя из одного сеанса обработки по меньшей мере шесть месяцев. Способ борьбы с пескопроявлением в пробуренном пласте подземной формации, включающий подачу в пласт суспензии указанного выше композиционного материала и жидкости-носителя, размещение композиционного материала в прилегающей подземной формации для формирования флюидопроницаемого фильтра, способного снижать или в значительной степени предотвращать прохождение частиц породы из подземной формации в продуктивный пласт, позволяя проход пластовых флюидов из подземной формации в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 6 н. и 33 з.п. ф-лы,

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Композиционные материалы, содержащие, по меньшей мере, один реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенные на термообработанную подложку, могут использоваться в операциях по обработке скважины для того, чтобы медленно высвобождать реагент и/или индикатор для обработки скважины в окружающую среду. Термообработанная подложка содержит внешнее покрытие из оксида металла, спеченное с ядром, а ядро способно расклинивать открытые трещины в подземной формации.
Предпосылки создания изобретения
В типичной операции гидравлического разрыва пласта разрывающая жидкость, содержащая твердый расклинивающий наполнитель, закачивается в пласт, пройденный стволом скважины, под давлением, достаточном, чтобы вызвать образование или увеличение трещин в продуктивном пласте. Обычно подземная формация имеет несколько продуктивных зон. При добыче пластовых жидкостей из скважины, как правило, желательно установить связь с выбранными зонами таким образом, чтобы операции по интенсификации случайно не задели непродуктивную зону или зону, представляющую меньший интерес. Выборочная стимуляция становится необходимой, так как срок эксплуатации скважины снижается, также как и ее производительность.
Мониторинг продуктивных пластов используется для оценки продуктивности зон или формаций, из которых добываются пластовые жидкости. Кроме того, мониторинг добываемых пластовых жидкостей важен для повышения эффективности операций по гидравлическому разрыву пласта. В прошлом, индикаторы помещались в фильтрах в стратегически важных областях внутри скважины. К сожалению, такие методы мониторинга из известного уровня техники имеют малую долговечность после размещения индикатора в скважине. Кроме того, они не обеспечивают средства контроля над расходованием индикатора в скважине. В связи с этим ведется поиск альтернативных вариантов.
Также ведется поиск альтернативы ввода реагентов для обработки скважины в скважину, например, чтобы реагент для обработки скважин расходовался в течение продолжительного периода времени. Реагенты для обработки скважин часто используются в добывающих скважинах для предотвращения вредных воздействий, вызванных отложениями и осаждениями. Например, отложение солей в пласте (а также в производственных трубопроводах нисходящей скважины) часто отслеживается ингибиторами образования отложений.
Ранее используемые композиционные материалы включают их в качестве реагента для обработки скважины адсорбированного на материале твердого носителя с большой площадью поверхности. Данные композиционные материалы могут использоваться для медленного высвобождения реагентов для обработки в пласт и окрестности. Они использовались в различных формациях, включая глубоководные скважины, газ в плотных породах и метан в угольных пластах. В патенте США № 7 686 081 и в патентной публикации США № 2010/0175875 раскрывается пополнение таких частиц, после их истощения.
Данные композиционные материалы, однако, часто имеют присущий недостаток, заключающийся в том, что они не обладают необходимой прочностью проппантов и, как правило, подлежат смешиванию не менее чем с 10% по массе проппанта в трещине или при обработке в случае пескопроявления. Более высокие нагрузки приводят к дроблению композиционных материалов, приводящих к потере проводимости фильтра.
В последнее время, в публикации патента США № 2012/0273197, приведенном здесь в качестве ссылки, раскрыт композиционный материал, демонстрирующий прочность проппанта и способный передавать реагент для обработки скважины в течение длительного периода времени в обработанную формацию. Стоимость производства таких композиционных материалов достаточно высока. Существует потребность в менее дорогом альтернативно варианте.
Следует понимать, что изложенное выше предназначено только для иллюстрации и не предназначено для ограничения объема или предмета прилагаемой формулы изобретения или любых ограничений, связанных с патентной заявкой или патентом. Таким образом, ни один из пунктов прилагаемой формулы изобретения или любой родственной заявки или патента не подлежит ограничению вышеописанным обсуждением или толковаться как включение или исключение каждого или любого из указанных выше признаков или недостатков, просто из-за упоминания их в настоящем документе.
Краткое изложение существа изобретения
В варианте осуществления изобретения, предлагается композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации. Композиционный материал характеризуется термообработанной подложкой с достаточно прочным ядром, позволяющим предотвращать закрытие увеличенной трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. Ядро, по меньшей мере, частично покрыто оксидом металла. Покрытие из оксида металла может быть пористым или не пористым. Площадь поверхности термообработанного пористого оксида металла составляет от 1 м2/г до 10 м2/г, а диаметр термообработанного пористого оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм. Реагент и/или индикатор для обработки скважины наносится на термообработанное покрытие из оксида металла.
В другом варианте осуществления изобретения, предлагается композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации. Композиционный материал характеризуется термообработанной подложкой, имеющей достаточно мощное ядро, для предотвращения закрытия трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла, по меньшей мере, частично, нанесенный на ядро. Реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный, по меньшей мере, на часть покрытия из оксида металла. В качестве альтернативы, где покрытие из оксида металла является пористым, реагент и/или индикатор для обработки скважины, может поглощаться внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла. Реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождается в течение длительного периода времени в пластовую жидкость, содержащуюся в подземном пласте.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается способ обработки пробуренного пласта подземной формации, в котором композиционный материал нагнетают в пробуренный пласт подземной формации. Композиционный материал содержит термообработанную подложку с достаточно прочным ядром, позволяющим предотвращать закрытие увеличенной трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. Термообработанная подложка дополнительно характеризуется покрытием из оксида металла, который, по меньшей мере, частично покрывает ядро. Площадь поверхности термообработанного оксида металла составляет от 1 м2/г до 10 м2/г, а диаметр термообработанного пористого оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм. Реагент и/или индикатор для обработки скважины наносится на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке. В качестве альтернативы, где покрытие из оксида металла является пористым, реагент для обработки скважины, может поглощаться внутрипоровым пространством оксида металла.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается способ обработки пробуренного скважиной пласта подземной формации, в котором композиционный материал нагнетают в подземную формации. Композиционный материал содержит термообработанную подложку, состоящую из ядра и оксида металла. Ядро представляет собой достаточно прочный материал для предотвращения закрытия трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. Оксид металла наносится, по меньшей мере, на часть ядра. Реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством, по меньшей мере, части покрытия из оксида металла термообработанной подложки. Реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождается в течение длительного периода времени в пластовую жидкость, содержащуюся в подземном пласте.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается способ интенсификации подземной формации, в котором жидкость для обработки скважины нагнетают в пласт. Композиционный материал содержит термообработанную подложку, состоящую из ядра и покрытия из оксида металла. Ядро представляет собой достаточно прочный материал для предотвращения закрытия увеличенной или созданной трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. Оксид металла наносится, по меньшей мере, на ядро. Площадь поверхности пористого оксида металла составляет от 1 м2/г до 10 м2/г, а диаметр термообработанного пористого оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм. Если оксид металла является пористым, то объем пор пористого оксида металла на термобработанной подложке составляет от 0,01 до 0,10 г/см3. Реагент и/или индикатор для обработки скважины может поглощаться внутрипоровым пространством оксида металла.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается способ интенсификации подземной формации, в котором жидкость для обработки скважины, содержащую композиционный материал, нагнетают в пласт. Композиционный материал содержит термообработанную подложку с достаточно прочным ядром, позволяющим предотвращать закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. Оксид металла наносится, по меньшей мере, на часть ядра. Реагент и/или индикатор для обработки скважины, поглощается, по меньшей мере, частью термобработанного покрытия из оксида металла. Если покрытие из оксида металла является пористым, то реагент и/или индикатор для обработки скважины, может поглощаться внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла. Реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождается в течение длительного периода времени в пластовую жидкость, содержащуюся в подземном пласте.
В другом варианте осуществления изобретения, предлагается способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента и/или индикатора для обработки скважины в подземную формацию или в ствол скважины, в котором композиционный материал вводится в пласт или ствол скважины. Композиционный материал содержит реагент и/или индикатор для обработки скважины, поглощенный внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла. Покрытие из оксида металла связано с ядром достаточной прочности, чтобы предотвращать закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. До поглощения реагента и/или индикатора для обработки скважины поверхностью покрытия из оксида металла, ядро и покрытие из оксида металла спекаются. Площадь поверхности термообработанного пористого оксида металла составляет от 1 м2/г до 10 м2/г, а диаметр термообработанного пористого оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм., а если оксид металла является пористым, то объем пор термообработанного пористого оксида металла на составляет от 0,01 до 0,10 г/см3. Реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощенный покрытием из оксида металла на термообработанной подложке имеет срок службы, исходя из одного сеанса обработки, по меньшей мере, шесть месяцев.
В другом варианте осуществления изобретения, предлагается способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента и/или индикатора для обработки скважины в подземную формацию или в скважину, в котором композиционный материал вводится в пласт или скважину. Композиционный материал содержит термообработанную подложку с достаточно прочным ядром, позволяющим предотвращать закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта. Оксид металла наносится, по меньшей мере, на часть ядра. Реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством, по меньшей мере, части покрытия из оксида металла. Реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождается в течение длительного периода времени в пласт. Реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощенный покрытием из оксида металла на термообработанной подложке имеет срок службы, исходя из одного сеанса обработки, по меньшей мере, шесть месяцев.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается способ борьбы с пескопроявлением в скважине, пробуренной в подземной формации, в котором суспензию из композиционного материала нагнетают в пласт. Композиционный материал размещают в прилегающей подземной формации для формирования флюидопроницаемого фильтра, способного снижать или в значительной степени предотвращать прохождение частиц породы из подземной формации в скважину, позволяя проход пластовых флюидов из подземной формации в скважину. Композиционный материал содержит термообработанную подложку, состоящую из ядра и покрытия из оксида металла. Площадь поверхности покрытия из оксида металла на термообработанной подложке составляет от 1 м2/г до 10 м2/г, а диаметр термообработанного оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм. В случае если оксид металла является пористым, то объем пор покрытия из оксида металла на термообработанной подложке составляет от 0,01 до приблизительно 0,10 г/см3. Реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается покрытием из оксида металла на термобработанной подложке. В случае, если покрытие из оксида металла является пористым, то реагент и/или индикатор для обработки скважины, может поглощаться внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла.
В еще одном варианте осуществления изобретения предлагается способ борьбы с пескопроявлением в скважине, пробуренной в подземной формации, в котором суспензию нагнетают в скважину. Композиционный материал состоит из термообработанной подложки, включающей ядро и оксид металла, нанесенный, по меньшей мере, на часть ядра. Реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается, по меньшей мере, частью покрытия из оксида металла на термобработанной подложке. В случае если покрытие из оксида металла является пористым, то реагент и/или индикатор для обработки скважины, может поглощаться внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла. Композиционный материал размещают в прилегающей подземной формации для формирования флюидопроницаемого фильтра, способного снижать или в значительной степени предотвращать прохождение частиц породы из подземной формации в скважину, позволяя проход пластовых флюидов из подземной формации в скважину. Реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождается в течение длительного периода времени.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Особенности и преимущества настоящего изобретения и дополнительные признаки и выгоды будут очевидны специалистам в отрасли техники, к которой относится данное изобретение, при рассмотрении следующего подробного описания примерных вариантов осуществления настоящего изобретения. Следует понимать, что приводимое здесь описание примерных вариантов осуществления не предназначено для ограничения пунктов формулы данного патента или любого патента или заявки на патент, испрашивающего приоритет к данному документу. В конкретных вариантах осуществления и деталях, раскрытых в данном документе, могут быть сделаны многие изменения без отступления от сущности и объема данного изобретения.
В данном описании и в различных частях (и заголовках) настоящей патентной заявке, термины "изобретение", "настоящее изобретение" и их вариации не предназначены для обозначения каждого возможного варианта осуществления, охватываемого данным раскрытием или любым конкретным пунктом(ами) формулы изобретения. Таким образом, предмет каждой такой ссылки не следует рассматривать необходимым только из-за такой ссылки для каждого из вариантов осуществления по настоящему документу, или их части, или для любого конкретного пункта(ов) формулы изобретения. Кроме того, термины "включающий" и "содержащий" используются в настоящем описании и в прилагаемой формуле изобретения в неограничивающей форме, и, таким образом, их следует интерпретировать как "включающий, но не ограничиваясь".
Композиционный материал может быть использован для введения одного или нескольких реагентов(а) для обработки скважины, одного или нескольких индикаторов(а) или смеси одного или нескольких реагентов(а) и одного или нескольких индикаторов(а) в подземную формацию или в ствол скважины, пробуренный в подземной формации. Композиционный материал обладает прочность обычного проппанта, но позволяет медленное высвобождение одного или нескольких реагентов и/или индикаторов для обработки скважины в пласт и/или ствол скважины.
Композиционный материал применяется в операциях при обработке нефтяной скважины, газовой скважины, а также геотермальной скважины.
Композиционный материал характеризуется термобработанной подложкой. Термообработанная подложка имеет ядро и внешнее покрытие, нанесенное, по меньшей мере, на часть ядра. Как правило, все поверхности ядра покрыты внешним покрытием.
Реагент и/или индикатор для обработки скважины медленно высвобождается из покрытия из оксида металла и может медленно высвобождаться в пласт и/или в ствол скважины на месте залегания в условиях продуктивного пласта.
Ядро композиционного материала выполняется из любого материала, способного выдерживать температуру и условия спекания, как описано в настоящем документе. Предпочтительно, ядро композиционного материала способно расклинивать открытые трещины, созданные или расширенные операцией гидравлического разрыва пласта и предотвращать закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта.
Ядро может быть пористым или не пористым.
Примерами подходящих ядер являются обычные проппанты, в том числе с кажущейся удельной массой (ASG) ядра, как правило, превышающей или равной 2,45, более предпочтительно, превышающей или равной 2,65. Такими промежуточными высокопрочными проппантами являются проппанты, содержащие: диоксид кремния, кварц, песок, стекло, керамику, фрагменты ореховой скорлупы, алюминиевые окатыши, нейлоновые шарики, покрытый смолой песок, синтетические и органические частицы, стеклянные микросферы и бокситы. Также могут использоваться смеси таких проппантов, в том числе из различных кристаллических структур (см., например, патент США № 8722188 и публикацию патента США № 2014/0011658, которые включены сюда посредством ссылки).
Ядро может дополнительно представлять собой ультралегкий (ULW) проппант, имеющий ASG менее 2,45. В некоторых случаях ASG (ULW) проппанта СДВ может быть меньше или равно 2,25, в других случаях, меньше или равно 2,0, а в некоторых случаях меньше или равно 1,75, а в других случаях, меньше или равно 1,25. ULW проппанты облегчают размещение частичных монослоев в пласте. В одном варианте осуществления, ULW проппант может использоваться в смеси с проппантом, имеющим ASG больше чем 2,45.
Примеры подходящих ядер, включающие такие материалы, приведены в публикациях патентов США №№ 2007/0209795, 2007/0209794 и 2008/0087429, и патентах США №№ 6364018, 6330916, 6059034, 7426961, 7322411, 7971643, 7931087 и 7494711, которые включены в данное описание посредством ссылки.
Керамические проппанты часто предпочитают из-за их высокой стойкости к раздавливанию. Такие керамические проппанты, как правило, не обладают пористостью. Обычно проппанты выбираются исходя из диапазона напряжений смыкания трещин требуемой нисходящей скважины. ULW проппанты, как правило, пригодны для использования в диапазоне напряжений смыкания трещин, составляющем от менее чем 1000 фунтов на квадратный дюйм до 7500 фунтов на квадратный дюйм, в то время как проппанты промежуточного класса полезны вплоть до 12000 фунтов на квадратный дюйм, а высокопрочные проппанты (например, керамика), могут использоваться при давлениях свыше 12000 фунтов на квадратный дюйм.
Обычно ядро содержит от 1 до 99% по весу композиционного материала.
Покрытие, которое охватывает по меньшей мере часть ядра характеризуется нерастворимым в воде оксидом металла. Площадь поверхности покрытия такова, что, по меньшей мере, один реагент и/или индикатор для обработки скважины могут поглощаться поверхностью оксида металла. Оксид металла может быть пористым или не пористым.
Если покрытие из оксида металла является пористым, то пористость проницаемость пористого оксида металла такова, что реагент и/или индикатор для обработки скважины, также может поглощаться внутрипоровым пространством пористого оксида металла.
Как правило, площадь поверхности оксида металла, на которой осуществляется спекание, как правило, составляет от 1 м2/г до 10 м2/г, предпочтительно от 1,5 м2/г до 4 м2/г, а диаметр термообработанного пористого оксида металла, как правило, составляет от 0,1 до 3 мм, предпочтительно от 150 до 1780 мкм, и объем пор оксида металла составляет от 0,01 до 0,10 г/см3.
Подходящие наноразмерные оксиды металлов включают оксид алюминия, оксид циркония и оксид титана. В предпочтительном варианте осуществления оксид металла представляет собой оксид алюминия, включая альфа-оксид алюминия, тета-оксид алюминия, дельта-оксид алюминия, гамма-оксид алюминия, критерий хи-оксид алюминия или каппа-оксид алюминия или их смеси.
Ядро и покрытие из оксида металла подвергают спеканию перед нанесением реагента и/или индикатора для обработки скважины на покрытие из оксида металла. Толщина оксида металла, нанесенного на ядро ​​термобработанной подложки, обычно составляет от 1 до примерно 25 процентов от общего диаметра частицы композиционного материала.
Термобработанная подложка, как правило, нерастворима в скважинных жидкостях при подземных условиях, например, при температурах ниже 250°С и давлении менее 80 МПа.
Количество реагента и/или индикатора для обработки скважины, поглощенного оксидом металла на термообработанной подложке обычно составляет от 5 до 50 весовых процентов, в расчете на общий вес композиционного материала.
Поглощение реагента для обработки скважины на оксиде металла и/или поглощение реагента для обработки скважины оксидом металла, уменьшает (или устраняет) количество реагента для обработки скважин, требуемого для нахождения в растворе в ходе операции по обработке скважины.
Если реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла на термообработанной подложке, то реагент и/или индикатор для обработки скважины могут быть инкапсулирован или иммобилизованы в матрице (например, в эмульсии) или полимерном материале. Матрица выполняется из полимерного материала. Предпочтительно, выполняется из проницаемого полимерного материала.
В одном варианте осуществления изобретения полимерный материал может представлять собой пластик, например: полипропилен, полиэтилен, полиэтилен высокой плотности, полипропилен высокой плотности, полиэтилентерефталат, полиамид (как алифатические, так и ароматические), жидкокристаллический полимер или крахмал (например, полисахарид), лигнин, хитин или их смеси. Другие материалы, пригодные для инкапсулирования реагента для обработки скважины включают: акрил, полибутилен, поликарбонат, полиэфир, полистирол, полиуретан, поливинилхлорид, поликапролактон, полибутилентерефталат, поливиниловый спирт, полимолочную кислоту, полигликолид, полиэфиримид, полиимиды, акрилонитрил-бутадиен-стирол, акрилонитрил-стирол-акрилат, полиоксиметилен, полибутилен, полиизобутилен, поливинилбутираль, эпихлоргидриновый каучук, нитриловый эластомер, нитриловый каучук, полиэфиркетон, полиэфирфиркетона, полиэфиркетонкетон,полиметилметакрилат, полиэтиленоксид, полифениленоксид, полисульфоны, полиэфирсульфон, полимочевина, хлорированный полиэтилен, этиленхлорфтороэтилен, тетрафторэтиленперфторпропилен, перфторалкоксил, силиконовый каучук и другие полимерные материалы, состоящие из вышеуказанных смесей и сополимеров, терполимеров и их гидрофобно/гидрофильно модифицированные или сшитые производные или их смеси. Кроме того, полимер может представлять собой парафин.
Реагент и/или индикатора для обработки скважины может быть твердым или жидким. Если реагент и/или индикатор для обработки скважины представляет собой твердое вещество, то реагент и/или индикатор для обработки скважины растворяется в соответствующем растворителе. Реагент и/или индикатор для обработки скважины может медленно высвобождаться в добываемую жидкую среду, поскольку она делает его растворимым. Если реагент и/или индикатор для обработки скважины представляет собой жидкость, то реагент и/или индикатор для обработки скважины медленно высвобождается в добываемую жидкость, а скорость высвобождения зависит от поверхностных зарядов между реагентом и/или индикатором для обработки скважины и покрытием из оксида металла или полимерным покрытием.
Реагент и/или индикатора для обработки скважины поглощается термообработанным покрытием из пористого оксида металла в соответствующей растворяющей жидкости и затем становится эффективным в жидкостях внутри пласта или стволе скважины. Например, водорастворимые реагенты и/или индикаторы для обработки скважины может сохраняться нетронутыми на термообработанным покрытием из пористого оксида металла при отсутствии потока воды и медленно высвобождается в присутствии воды. Растворимые в углеводородах реагенты для обработки скважины могут оставаться нетронутыми на термообработанном покрытии из пористого оксида металла, пока они не будут медленно поглощены углеводородной фазой добываемой текучей среды.
Реагент и/или индикатор для обработки скважины предпочтительно являются водорастворимыми или растворимыми в алифатических и/или ароматических углеводородах. В одном варианте осуществления, возможно одновременное использование комбинации растворимых в нефти и растворимых в воде реагентов и/или индикаторов для обработки скважины.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения, реагент для обработки скважин может представлять собой, меньшей мере, один компонент, выбранный из группы, состоящей из деэмульгирующих реагентов (типа вода-в-нефти и нефть-в-воде), ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, ингибиторов парафина, ингибиторов образования гидратов газа, ингибиторов солеобразования и диспергаторов асфальтена, а также их смеси.
Кроме того, другие подходящие реагенты для обработки включают: пенообразователи, раскислители, биоциды и поверхностно-активные вещества, а также другие реагенты, в для которых желательна медленное высвобождение в добывающую скважину.
В примерном варианте осуществления, композиционные материалы, содержащие реагент для обработки скважин, используются для обработки газовых скважин или нефтяных скважин, в которых желательно воспрепятствовать образованию нежелательных посторонних веществ, контролировать образование нежелательных посторонних веществ или замедлять высвобождения нежелательных посторонних веществ в скважину. Например, композиционный материал может использоваться в ходе работ по завершению или добыче. Композиционные материалы могут использоваться в скважине для удаления нежелательных посторонних веществ или для контроля образования нежелательных посторонних веществ на трубчатой ​​поверхности оборудования внутри ствола скважины.
В предпочтительном варианте осуществления композиционный материал эффективно препятствует, контролирует, предотвращает и подвергает обработке неорганические отложения в подземных формациях, например стволах скважин, нефтяных скважин, газовых скважин, водозаборных скважин и геотермальных скважин. Композиционные материалы особенно эффективны при обработке отложений кальция, бария, солей магния и тому подобное, включая отложения из сульфата бария, сульфата кальция и карбоната кальция. Композиционные материалы могут применяться для обработки других неорганических отложений, например, сульфида цинка, сульфида железа и др.
Композиционный материал также может использоваться для контроля и/или предотвращения нежелательного образования солей, парафинов, газовых гидратов, асфальтенов, а также коррозии в пластах или на наземном оборудовании.
Пригодными ингибиторами образования отложений являются анионные ингибиторы образования отложений.
Предпочтительные ингибиторы образования отложений включают сильные кислоты, например фосфоновую кислоту, фосфорную кислоту или ортофосфористую кислоту, эфиры фосфорной кислоты, эфиры фосфоновой/фосфиновой кислоты, различные аминополикарбоновые кислоты, хелатообразующие агенты и полимерные ингибиторы и их соли. Также применяются органофосфонаты, органофосфаты и сложные эфиры фосфорной кислоты, а также соответствующие кислоты и их соли.
Ингибиторы образования отложений на основе фосфоновой/фосфиновой кислоты часто более предпочтительны в свете их эффективности за контролем отложений при относительно низких концентрациях. Полимерные ингибиторы образования отложений, например, полиакриламиды, соли акриламидометилпропансульфоната/ сополимера акриловой кислоты (AMPS/АА), фосфинированный малеиновокислый сополимер (PHOS/MA) или натриевая соль полималеиновой кислоты/акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфонатные терполимеры (PMA/AMPS), также являются эффективными ингибиторами образования отложений. Предпочтительными являются соли натрия.
Еще одним полезным веществом, особенно для рассолов, являются хелатирующие агенты, включающие диэтилентриаминпентаметиленфосфоновую кислоту и этилендиаминтетрауксусную кислоту.
Реагент для обработки скважины может дополнительно представлять собой любые фруктаны или производных фруктана, например инулин и производные инулина, как это описано в патентной публикации США № 2009/0325825, которая включена сюда посредством ссылки.
Примерные полезные деэмульгаторы включают, но не ограничиваясь, конденсационные полимеры алкиленоксидов и гликоли, например, оксид этилена и оксид пропилена, конденсационные полимеры ди-пропиленгликоля, а также триметилолпропан и алкилзамещенные фенолформальдегидные смолы, бис-фенилдиэпоксиды, а также сложные эфиры и диэфиры такого рода бифункциональных продуктов. Особенно предпочтительными в качестве неионогенных деэмульгаторов являются оксиалкилированные фенолформальдегидные смолы, оксиалкилированные амины и полиамины, ди-эпоксидированные оксиалкилированные полиэфиры и т.д. Подходящие деэмульгаторы по типу нефть-в-воде, включают четвертичное соединение хлорида политриэтаноламинметильного коллоидного раствора меламиновой кислоты, аминометилированного полиакриламид и т.д.
Ингибиторы парафина включают, но не ограничиваясь, сополимеры этилен/винилацетат, акрилаты (например, сложные эфиры полиакрилатов и сложные эфиры метакрилатов жирных спиртов) и олефин/малеиновые сложные эфиры.
Примерные ингибиторы коррозии включают, но не ограничиваясь, жирные имидазолины, алкиловые пиридины, четвертичные соединения алкилпиридинов, четвертичные соединения жирных аминов и фосфатные соли жирных имидазолинов.
Реактивы для обработки газовых гидратов или ингибиторы включают, но не ограничиваясь, полимеры и гомополимеры и сополимеры винилпирролидона, винилкапролактама и гидратные ингибиторына основе амина, например, описанные в публикации патента США №№ 2006/0223713 и 2009/0325823, которые включены в данное описание посредством ссылки.
Примерные реактивы для обработки асфальтенов включают гомополимеры и сополимеры (например, полимеры и сополимеры жирных сложных эфиров акриловой и метакриловой кислот) и сорбитанмоноолеат.
Подходящие пенообразователи включают, но не ограничиваясь, оксиалкилированные сульфаты или этоксилированные сульфаты спиртов или их смеси.
Примерные поверхностно-активные вещества включают катионные, амфотерные, анионные и неионогенные поверхностно-активный вещества. Катионные поверхностно-активных вещества содержат часть четвертичного аммония (например, четвертичного линейного амина, четвертичного бензильного амина или четвертичного галогенида аммония), часть четвертичного сульфония или часть четвертичного фосфония или их смеси. Подходящие поверхностно-активные вещества, содержащие четвертичную группу, включают четвертичный галогенид аммония или четвертичный амин, например, четвертичный хлорид аммония или четвертичный бромид аммония. Амфотерные поверхностно-активные вещества представляют собой глицинаты, амфоацетаты, пропионаты, бетаины и их смеси. Катионное или амфотерное поверхностно-активное вещество может иметь гидрофобный хвост (насыщенной или ненасыщенной), например с длиной углеродной цепи С12-С18. Кроме того, гидрофобный хвост, получают из натурального масла растений, например кокосового масла, рапсового масла и пальмового масла.
Предпочтительные поверхностно-активные вещества включают N, N, N триметил-1-октадекааммонийхлорид, N, N, N-триметил-1-гексадекааммонийхлорид и N, N, N-триметил-1- сояаммониийхлорид, а также их смеси. Подходящие анионные поверхностно-активные вещества представляют собой сульфонаты (например, ксилолсульфонатнатрия и нафталинсульфонатнатрия), фосфонаты, этоксисульаты и их смеси.
Примерные раскислители включают триазины, малеимиды, формальдегиды, амины, карбоксамиды, алкилкарбоксилазосоединения, морфолиноперекисные соединения куминов и аминопроизводные морфолина и производные пиперазина, оксиды аминов, алканоламины, алифатические и ароматические полиамины.
Подходящие индикаторы включают красители (например, феноксазоновых красителей, флюоресцеиновых пиридиниевых, бетаиновых красителей, сольватохромных красителей, красителей Oregon Green, Cascade Blue, желтый Lucifer, Auramine O, тетраметилродамина, пиранина, сульфородамина, гидроксикумарина, полисульфнонатных пиренов, цианинов, гидроксиламинов, нейтрального красного и акридинового оранжевого), газы (например, гелий и диоксид углерода); кислоты (например, пикриновая кислота и салициловая кислота) или их соли; способное к ионизации соединения (например, способный к ионизации аммоний, бор, хромат и т.д.) и радиоактивные материалы (например, криптон-85), изотопы; генетически или биологически закодированные материалы; микроорганизмы; минералы, синтетическое или природное соединение с высоким молекулярным весом и полимеры (например, олигонуклеотиды, перфторированные углеводороды, например, перфторбутан, перфторметилциклопентан и перфторметилциклогексан).
Индикатор может представлять собой хелат, например этилендиаминтетрауксусную кислоту (EDTA) или ее соли. В патенте США № 4264 329, включенном сюда посредством ссылки, описываются приемлемые хелаты металлов, образованные в результате реакции арила, замещаемого этилендиаминтетрауксусной кислотой с ионом металла, выбранного из свинца, кадмия и цинк. Данные хелаты реагируют с флуорогенными реагентами, например, флуорескамином и ортофталевым альдегидом. Для обнаружения хелата используется флуоресцентная спектроскопия.
Оксид металла может быть нанесен на ядро в виде частиц геля. Частицы геля получают смешиванием гидрозоли оксида металла, который содержит гидрат оксида металла (например, оксид алюминия) или активированного металла (например, активированного оксида алюминия) и присадки, выбранной из углерода (например, чистого углерода) или природного органического материала с высоким молекулярным весом (например, древесной муки и крахмал), которая не растворима в водном растворе до температуры 50°С, и углерода в растворе гидролизуемого основания с образованием смеси. Затем смесь вводится в диспергированной форме в несмешивающуюся с водой жидкость с температурой от 60°С до 100°С, в результате чего образуются частицы геля. Частицы геля выдерживаются в жидкости при температуре, а затем в водном растворе основания, например водном растворе аммиака для восстановления выдержанных частиц. Частицы геля затем наносятся на материал ядра. Частицы геля могут наноситься на материал ядра в связующем веществе. Прекурсор композиционного материала, содержащего этот материал ядра и гелевые частицы, затем спекают. В процессе спекания присадка удаляется. Кроме того, сгорание присадки в процессе спекания гелевых частиц приводит к образованию пор на поверхности и внутри термообработанного оксида металла. Как правило, вес термообработанного пористого оксида металла составляет от 2 до 25 процентов от общей массы термообработанной подложки.
Гидрозоль оксида металла, необязательно, содержит вещество с диоксидом кремния, которое в их нерастворимой форме, соосаждается с частицами оксида металла. Вещество с диоксидом кремния предпочтительно представляет собой диоксид кремния низкой плотности, например, полученный путем гидролиза тетрахлорида кремния в кислородно-водородном пламени, известный под названием пирогенный диоксид кремния.
В одном варианте осуществления, покрытие из оксида металла получают из концентрированного гидрозоля оксида металла со значения рН составляющем от 3 до 5, который, в свою очередь, получают путем растворения металла в соляной кислоте и/или хлорида металла в водном растворе или путем растворения гидроксихлорида металла в воде, концентрацию которого регулируют таким образом, что оксид металла, полученный из золи составляет от 15 до 35 вес.%, предпочтительно от 20 до 30 вес.% от массы термообработанного пористого металлического покрытия. Гидрат оксида металла и/или активированный металл, предпочтительно, со средним диаметром частиц максимум 10μ, затем добавляется к гидрозоли в таком количестве, чтобы содержание оксида металла составляло от 65 до 85 вес.%, предпочтительно от 70 до 80 вес.% от слоя термообработанного пористого оксида металла. Пирогенный диоксид кремния, необязательно, может добавляться к гидрозоли таким образом, что содержание SiO2 в термообработанном пористом слое оксида металла составляет от 10 до 40 вес.%. Древесная мука мягкой и средней твердости затем добавляется к смеси, при этом древесная мука истирается до размера мелких частиц таким образом, чтобы они присутствовали в количестве от 5 до 35 вес.%, предпочтительно от 10 до 25 вес.% по отношению к масса термообработанного пористого слоя оксида металла. Гидрозоль, содержащий древесную муку, затем смешивают с концентрированным водным раствором гексаметилентетраамина, а затем распыляют или опускают в емкость, заполненную минеральным маслом, при температуре от 60°С до 100°С, Гелевые частицы затем выдерживаются при температуре осаждения от 4 до 16 часов, а затем частицы геля подвергают старению от 2 до 8 часов в водном растворе аммиака, затем промывают водой, сушат при температуре от 100°С до 150°С, или, предпочтительно, при температуре от 120°С до 200°C с предварительным нагревом от 250°C до 400°С. Частицы геля наносятся на ядро, а затем спекаются при температуре от 600°С до 1000°С.
Альтернативные способы получения подходящих покрытий из оксидов металлов в дополнение к материалу ядра рассмотрено в патенте США № 4013587, который включен сюда посредством ссылки.
В предпочтительном варианте осуществления, если оксид металла покрытия представляет собой оксид алюминия, то оксид металла (адсорбент) получают гидролизом алкоголятов алюминия для создания наноразмерного оксида алюминия, сушкой для удаления воды, а затем введения высушенного алюминия в дисперсном виде в масло при температуре от 60° до 100°С, в результате образуются частицы геля. Частицы геля выдерживаются в жидкости, затем в водном растворе аммиака, извлекаются и вводятся в материал ядра и термообрабатываются. Средняя толщина слоя наноразмерного оксида алюминия после термообработки составляет от 0,4 мм до1 мм.
В одном варианте осуществления ядро ​​термообработанной подложки имеет коэффициент термического расширения, как и покрытие из оксида металла имеет коэффициент теплового расширения. Коэффициент теплового расширения ядра превышает коэффициент теплового расширения оксида металла. Ядро оказывает сжимающее действие на оксид металла, образуя композиционный материал.
Композиционный материал также получают путем нанесения оксида металла на основу материала ядра с образованием прекурсора композиционного материала. Сила сжатия воздействует на ядро. Материал ядра имеет больший коэффициент теплового расширения, чем пористый слой оксида металла. Полученный в результате продукт или прекурсор подвергается полному термическому циклу. Во время стадии термической обработки, прекурсор композиционного материала нагревают выше минимальной температуры, необходимой для связывания ядра с оксидом металла и спекания ядра и пористого слоя оксида металла. Таким образом, во время стадии термической обработки, материал ядра связывается и сжимается больше, чем слой оксида металла. Во время стадии термического остывания, материал ядра реагирует на снижение температуры, пытаясь сжаться больше, чем слой оксида металла. Ядро оказывает сжимающее действие на оксид металла.
В предпочтительном варианте осуществления, композиционный материал получают формированием сферической формы неспеченного основания спекаемой керамики, а затем нанесением на поверхность спекаемой керамики неспеченного пористого слоя оксида металла. Прекурсор композиционного материала затем подвергается полному термическому циклу, содержащему, по меньшей мере, первую стадию тепловой обработки и конечную термическую стадию остывания. После начала первой стадии тепловой обработки основание сжимается и оксид металла оказывает сжимающее действие на основание. После начала конечной термической стадии остывания, по меньшей мере, часть слоя оксида металла отделяется от керамики.
В другом варианте осуществления, сферическое спекаемое ядро (основание) нагревается, по меньшей мере, до частичного спекания. Оксид металла затем наносится на поверхность основания, тем самым образуя сферическую форму прекурсора композиционного материала. Прекурсор композиционного материала затем подвергаться воздействию полного термического цикла, температура которого превышает температуру спекания основания и слоя оксида металла. Во время термического цикла основание и оксид металла связываются друг с другом, а сжатие ядра оказывает сжимающее действие на слой оксида металла.
Что касается этапов обработки и, в частности, процессов спекания, то разница между температурами, при которых ядро ​​и слой оксида металла начинают сжиматься (начало усадки) и прекращают сжимание (прекращение усадки) может благоприятно или отрицательно влиять на генерацию требуемой силы сжатия материалом ядра слоя оксида металла. Более того, во время последней стадии процесса спекания, разница в линейных изменениях материала ядра и оксида металла, зависящих от температуры, используется чтобы оказывать сжимающее воздействие на слой оксида металла.
Спекание оксида металла с материал ядра, как это указано в данном документе, как правило, происходит при температуре термообработки превышающей или равной 1200°С, а в большинстве случаев при температуре превышающей или равной 1400°С.
Более подробно способы формирования композиционных материалов из двух слоев, различающихся коэффициентами теплового расширения и силой сжатия, изложены в патенте США № 7976949, который включен сюда посредством ссылки.
Реагент(ы) и/или индикаторы для обработки скважины наносятся на термообработанную подложку обычными способами, например электрофузионным способом, распылением и сушкой и гранулированием. В предпочтительном варианте осуществления, композиционный материал получают размещением термообработанной подложки в разбавленном растворе или суспензии реагента и/или индикатора для обработки скважины в полимерной матрице, позволяющей оксиду металла впитать реагент и/или индикатор для обработки скважины. В другом варианте осуществления, композиционный материал получают сначала поглощением воды на оксиде металла термообработанной подложки, а затем введением реагента и/или индикатора для обработки скважины на поверхность оксида металла. Продукт затем сушится при повышенной температуре (например, от 200°F до 250°F) до тех пор, пока процент влажности конечного продукта составит менее 3 об.%.
Поглощение реагента и/или индикатора для обработки скважины на пористом оксиде металла и, необязательно, внутрипоровым пространством оксида, уменьшает (или устраняет) количество реагента и/или индикатора для обработки скважины, находящегося в растворе. Расходы на эксплуатацию, таким образом, значительно снижаются при использовании композиционных материалов, описанных в данном документе, так как избыточное количество реагента и/или индикатора для обработки скважины не содержится в композиционный материале, описанном в настоящем документе.
Количество реагента и/или индикатора для обработки скважины в композиционном материале представляет собой количество, достаточное для получения требуемого результата в течение длительного периода времени и может составлять до 1 ч./млн. Обычно количество реагента и/или индикатора для обработки скважины в композиционном материале составляет от 0,05 до 5 (предпочтительно от 0,1 до 2) весовых процентов, в расчете на общий вес композиционного материала. Как правило, получаемая концентрация реагента и/или индикатора для обработки скважины составляет от 1 до 50 ч./млн, но может составлять до 1 ч/млн. Такие небольшие количества реагента и/или индикатора для обработки скважины достаточны для 1000 пор.
При помещении в скважину реагент и/или индикатор для обработки скважины медленно растворяется с постоянной скоростью в течение длительного периода времени в воде или углеводородах, содержащихся в пласте и/или скважине. В свете физического взаимодействия между реагентом для обработки скважины и пористым оксидом металла, лишь небольшое количество реагента и/или индикатора для обработки скважины высвобождается в водную или углеводородную среду. Например, если реагент для обработки скважин представляет собой ингибитор образования отложений, то количество ингибитора образования отложений, высвобождаемого из композиционного материала, представляет собой количество, необходимое для предотвращения или, по меньшей мере, существенного уменьшения степени образования отложений. Для большинства сфер использования, количество ингибитора образования отложений, высвобождаемого из композиционного материала для обработки скважины, составляет до 0,1 ч/млн.
Композиционный материал допускает непрерывную подачу реагента и/или индикатора для обработки скважины в требуемую область. По мере того как текучая среда нефтяного месторождения проходит или циркулирует вокруг композиционного материала для обработки скважины, реагент и/или индикатор для обработки скважины медленно высвобождается (или десорбируют) из термообработанного пористого оксида металла. Композиционные материалы характеризуются по времени высвобождения. Постепенная десорбция реагента и/или индикатора для обработки скважины гарантирует их поступление в добываемые текучие сред в течение длительных периодов времени. Как правило, срок службы одного сеанса обработки с использованием композиционного материала составляет от шести до двенадцати месяцев и может превышать 3-х лет, а в некоторых случаях более 5 лет, в зависимости от объема воды или углеводородов, добытых в эксплуатационной скважине, и количества реагента и/или индикатора для обработки скважины, связанного с термообработанным пористым оксидом металла.
Композиционные материалы, описанные здесь, могут использоваться в сочетании с носителем или текучими средами для обработки, облегчая размещение композиционного материала в требуемом месте внутри пласта. В этом отношении может использоваться любой жидкий носитель, подходящий для транспортировки композиционного материала. Составы для обработки скважины, содержащие композиционный материал могут быть желатинизированными или не желатинизированными. В одном варианте осуществления, композиционные материалы для обработки скважин, описанные здесь, могут вводится или нагнетаться в скважину в качестве частиц с нейтральной плавучестью, например, жидкости-носитель из раствора хлорида, насыщенного натрием, или жидкость-носитель в виде рассола для завершения или ремонта скважин известная в отрасли техники, к которой относится данное изобретение. Подходящие жидкости-носители включают или могут использоваться в сочетании с жидкостями, содержащими желирующие реагенты, сшивающие реагенты, реагенты для разрушения гелей, поверхностно-активные вещества, пенообразователи, деэмульгаторы, буферные жидкости, реагенты, предотвращающие набухание глин, кислоты или их смеси.
Жидкость-носитель может представлять собой рассол (например, насыщенный раствором хлорида калия или раствором хлорида натрия), соленую воду, пресную воду, жидкий углеводород или газ, например азот или диоксид углерода. Количество присутствующего в композиционном материале состава для обработки, как правило, составляет от 15 ч./млн до 100 000 ч./млн.
Композиционный материал может с успехом использоваться в сжиженном газе и вспененных жидкостях-носителях газа, например в жидком CO2, CO2/N2 и вспененном N2 в системах на основе CO2.
Составы для обработки скважин, содержащие композиционные материалы могут использоваться в операциях обработки вблизи ствола скважины (пораженные призабойные зоны) и могут направляться на повышение продуктивности скважины и/или контроля удержания проппантом трещины или пластового песка. Конкретными примерами являются гравийный фильтр и гидроразрыв с установкой гравийных фильтров и водные фильтры. Более того, данные частицы можно использовать как отдельно в качестве проппанта для трещин/частиц для борьбы с пескопроявлением или в смеси с разными типами проппанта для трещин/ материалами для борьбы с пескопроявлением, например обычными частицами для расклинивания трещин или частицами для борьбы с пескопроявлением. В данных сферах применения, композиционный материал может использоваться в сочетании с проппанта или частицами для борьбы с пескопроявлением.
Композиционный материал может использоваться для интенсификации скважины в качестве компонента жидкости для гидроразрыва, или жидкости для кислотной обработки, например, для кислотного гидроразрыва или матричной кислотной обработки, в качестве растворов для заканчивания скважины и т.д.
Способ может использоваться для мониторинга различных зон в добывающих нефтяных и газовых скважинах, а также для обнаружения или раннего предупреждения о таких явлениях, как прорыв воды. При добыче жидкой среды из скважины, добываемая жидкая среда может подвергаться анализу для определения производительность в пределах зоны.
Если в стволе скважины несколько зон подвергаются обработке, то отличительные индикаторы могут вводиться в различные зоны. Отличительные индикаторы выбираются таким образом, чтобы индикатор в жидкости для гидроразрыва пласта, закаченной в одну зону, был не в состоянии подавить проявления индикатора в жидкости для гидроразрыва пласта, закаченной в другую зону. Термин "зона", используемый в данном описании, относится к отдельным пластам в стволе скважины или отдельным областям в пределах одного пласта в стволе скважины. Поскольку индикаторы обнаруживаются в извлекаемых текучих средах, то описанный здесь способ не требует скважинного оборудования для их обнаружения. Мониторинг индикаторов внутри добываемых текучих сред может осуществляться визуальным осмотром, химическим анализом, стандартными методами спектроскопии, например, ИК-, УФ- и масс-спектроскопией, спектрофотометрическими способами, хроматографией (в том числе, жидкостной хроматографией), ультрафиолетовым светом, флуоресцентной спектроскопии, электрохимическим методом обнаружения, инфракрасным и радиоактивным анализом, рентгеновским анализом, методом ПЦР в сочетании с последовательным анализом, методом захвата электронов или оптическими волокнами. Выбранный метод обнаружения основан на свойствах индикатора в разрывающей жидкости. Например, если индикатор представляет собой ароматическое соединение, то предпочтительным способом обнаружения будет ультрафиолетовый свет. Если индикаторы обладают флуоресцентным излучением, то методом обнаружения может служить флуоресцентная спектроскопия.
Композиционный материал может использоваться в любом способе, в котором фильтр с материалом в виде частиц создается в стволе скважины, который проницаем для жидкостей, добытых из ствола скважины, например нефти, газа или воды, но предотвращает или уменьшает проявление пластовых материалов, например пластового песка из пласта в ствол скважины. Такие методы могут использовать гравийный фильтры, вводимые в скважину при давлении ниже, на уровне или выше давления гидроразрыва пласта, например при гидроразрыве с установкой гравийных фильтров и/или в сочетании со смолами, например, при искусственной консолидации пескопроявляющих пород.
Термообработанный пористый оксид металла, композиционного материала может быть дополнительно реактивирован или подпитан реагентом и/или индикатором для обработки скважины, по меньшей мере, после истощения части реагента и/или индикатора для обработки скважины. Данные способы описаны в патенте США № 7686081 и публикации патента США № 2010/0175875, которые включены сюда посредством ссылки.
В примерной процедуре, начальная заправка композиционного материала может вводиться в скважину во время операции по обработке скважины, например, путем непрерывного впрыска, нагнетанием высокого давления и т.д. Дополнительное количество жидкости, содержащей реагент и/или индикатор для обработки скважины может вводиться в пласт в любое время после того, как начальная заправка реагентом и/или индикатором для обработки скважины в композиционном материале, по меньшей мере, частично истощена. Как правило, дополнительный реагент и/или индикатор для обработки скважины вводится, когда реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощен пористым оксидом металла или внутрипоровым пространством композиционного материала существенно истощены, а уровень производительности реагента и/или индикатора для обработки скважины в композиционном материале становится неприемлемым. Нагнетание дополнительного реагента и/или индикатора для обработки скважины осуществляется ​​таким же образом, с помощью которого первоначальный композиционный материал загружают в ствол скважины или любым другим обычным способом введения жидкой среды в ствол нефтяной или газовой скважины. После впрыска ствол скважины может находиться под давлением в течение некоторого промежутка времени и в условиях, достаточных для повторной активации реагента и/или индикатора для обработки скважины.

Claims (47)

1. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризующийся тем, что он содержит:
(a) термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем:
(i) площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 м2/г до 10 м2/г;
(ii) диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм; и
(b) реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.
2. Композиционный материал по п. 1, отличающийся тем, что толщина покрытия из оксида металла, нанесенного на ядро, составляет 1 до 25 процентов от общего диаметра термообработанной подложки.
3. Композиционный материал по п. 1 или 2, отличающийся тем, что количество реагента и/или индикатора для обработки скважины, нанесенного на оксид металла, составляет 5 до 50 весовых процентов, в расчете на общий вес композиционного материала.
4. Композиционный материал по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что оксид металла является пористым.
5. Композиционный материал по п. 4, отличающийся тем, что объем пор пористого оксида металла составляет от 0,01 до 0,10 г/см3.
6. Композиционный материал по п. 4 или 5, отличающийся тем, что по меньшей мере часть реагента и/или индикатора для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла.
7. Композиционный материал по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины инкапсулирован или иммобилизован в проницаемой полимерной матрице.
8. Композиционный материал по п. 7, отличающийся тем, что полимер полимерной матрицы представляет собой пластик, жидкокристаллический полимер или крахмал.
9. Композиционный материал по п. 7 или 8, отличающийся тем, что полимер полимерной матрицы представляет собой полипропилен, полиэтилен, полиэтилен высокой плотности, полипропилен высокой плотности, полиэтилентерефталат, полиамид, акрил, полибутилен, поликарбонат, полиэфир, полистирол, полиуретан, поливинилхлорид, поликапролактон, полибутилентерефталат, поливиниловый спирт, полимер молочной кислоты, полигликолид, полиэфирный амид, полиимид, акрилонитрил-бутадиен-стирол, акрилонитрил-стирол-акрилат, полиоксиметилен, полибутилен, полиизобутилен, поливинилбутираль, эпихлоргидриновый каучук, нитриловый эластомер, нитриловый каучук, полиэфиркетон, полиэфирэфиркетон, полиэфиркетонкетон, полиметилметакрилат, полиэтиленоксид, полифениленоксид, полисульфон, полиэфирсульфон, полимочевину, хлорированный полиэтилен, этиленхлорфтороэтилен, тетрафторэтиленперфторпропилен, перфторалкоксил, силиконовый каучук, лигнин, хитин, парафин, их гидрофобно/гидрофильно модифицированные или сшитые производные или их смеси.
10. Композиционный материал по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины находится внутри матрицы.
11. Композиционный материал по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощен поверхностью оксида металла.
12. Композиционный материал по любому из пп. 1-11, отличающийся тем, что оксид металла дополнительно содержит диоксид кремния.
13. Композиционный материал по любому из пп. 1-12, отличающийся тем, что оксид металла представляет собой оксид алюминия.
14. Композиционный материал по п. 13, отличающийся тем, что оксид алюминия представляет собой альфа-оксид алюминия, тета-оксид алюминия, дельта-оксид алюминия, гамма-оксид алюминия, хи-оксид алюминия и каппа-оксид алюминия и их смеси.
15. Композиционный материал по любому из пп. 1-14, отличающийся тем, что термообработанную подложку получают нанесением пористого оксида металла на ядро при температуре спекания, превышающей или равной 1200°С.
16. Композиционный материал п. 15, отличающийся тем, что термообработанную подложку получают нанесением пористого оксида металла на ядро при температуре спекания, превышающей или равной 1400°С.
17. Композиционный материал по любому из пп. 1-16, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины растворим в воде.
18. Композиционный материал по любому из пп. 1-16, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины растворим в углеводороде.
19. Композиционный материал по любому из пп. 1-18, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины выбирается из группы, состоящей из ингибиторов солевых отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафина, ингибиторов соли, ингибиторов образования гидратов газа, ингибиторов асфальтена, раскислителей, биоцидов, пенообразователей, деэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей.
20. Композиционный материал по любому из пп. 1-19, отличающийся тем, что индикатор представляет собой краситель, газ, кислоту или ее соль, способное к ионизации соединение, радиоактивный материал, изотоп, генетически или биологически закодированный материал, микроорганизм, минерал, синтетическое или природное соединение с высоким молекулярным весом или полимер, хелатное соединение или его соль, или их смеси.
21. Композиционный материал по п. 20, отличающийся тем, что индикатор представляет собой краситель, выбранный из группы, состоящей из феноксазоновых красителей, флюоресцеиновых пиридиниевых, бетаиновых красителей, сольватохромных красителей, красителей Oregon Green, Cascade Blue, желтый Lucifer, Auramine О, тетраметилродамина, пиранина, сульфородамина, гидроксикумарина, полисульфнонатных пиренов, цианинов, гидроксиламинов, нейтрального красного и акридинового оранжевого и их смесей.
22. Композиционный материал по п. 20, отличающийся тем, что индикатор представляет собой гелий или диоксид углерода.
23. Композиционный материал по п. 20, отличающийся тем, что индикатор представляет собой пикриновую кислоту или ее соль, салициловую кислоту или ее соль, олигонуклеотид или перфторированный углеводород или их смесь.
24. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризующийся тем, что он содержит:
(a) термообработанную подложку, содержащую (i) достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и (ii) оксид металла по меньшей мере частично, нанесенный на ядро;
(b) реагент и/или индикатор для обработки скважины, поглощенный внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла на термообработанной подложке, причем реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождаться в течение длительного периода времени в пластовой жидкости, содержащейся в подземном пласте.
25. Композиционный материал по п. 24, отличающийся тем, что площадь поверхности термообработанного оксида металла составляет от 1 до 10 м2/г и/или слой термообработанного оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм.
26. Композиционный материал по п. 25, отличающийся тем, что оксид металла является пористым и объем пор пористого оксида металла составляет от 0,01 до 0,10 см3/г.
27. Композиционный материал по любому из пп. 24-26, отличающийся тем, что оксид металла на термообработанной подложке представляет собой оксид алюминия.
28. Композиционный материал по любому из пп. 24-27, отличающийся тем, что пористость и проницаемость пористого оксида металла в термообработанной подложке такова, что реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла.
29. Композиционный материал по любому из пп. 1-28, отличающийся тем, что ядро содержит от 1 до 99% по весу композиционного материала.
30. Композиционный материал по любому из предшествующих пп. 1-29, отличающийся тем, что ядро выбрано из группы, состоящей из: диоксида кремния, кварца, песка, стекла, керамических шариков, фрагментов ореховой скорлупы, алюминиевых окатышей, нейлоновых шариков, покрытого смолой песка, синтетических и органических частиц, стеклянных микросфер, спеченного боксита, ультралегких частиц с кажущимся удельным весом (ASG), меньшим или равным 2,45, или их смеси.
31. Композиционный материал по любому из пп. 1-30, отличающийся тем, что кажущийся удельный вес (ASG) ядра превышает 2,65.
32. Способ обработки скважины в пробуренном пласте подземной формации, который включает закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего композиционный материал по любому из пп. 1-31.
33. Способ по п. 32, включает воздействие на пласт гидравлическим разрывом путем закачки скважинного флюида для обработки пласта в пласт под давлением, достаточном для инициирования или увеличения трещиноватости.
34. Способ по п. 32 или 33, дополнительно включающий подачу в пласт после того, как по меньшей мере часть реагента и/или индикатора для обработки скважины израсходуется в композиционном материале, реагента и/или индикатора для обработки скважины для того, чтобы восстановить или реактивировать пористый оксид металла термообработанной подложки.
35. Способ по любому из пп. 32-34, дополнительно включающий: введение второго реагента и/или индикатора для обработки скважины в пласт после того, как по меньшей мере часть реагента и/или индикатора для обработки скважины в пористом оксиде металла на композиционном материале была израсходована; причем второй реагент и/или индикатор для обработки скважины отличается от реагента и/или индикатора для обработки скважины, нанесенного на композиционный материал.
36. Способ интенсификации скважины в пробуренном пласте подземной формации, который включает закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего композиционный материал по любому из пп. 1-31.
37. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента и/или индикатора для обработки скважины в подземной формации или пласте путем введения в формацию или пласт композиционного материала по любому из пп. 1-31, в котором реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный по меньшей мере на часть оксида металла термообработанной подложки, имеет срок службы, исходя из одного сеанса обработки по меньшей мере шесть месяцев.
38. Способ борьбы с пескопроявлением в пробуренном пласте подземной формации, включающий:
подачу в пласт суспензии композиционного материала по любому из пп. 1-31 и жидкости-носителя;
размещение композиционного материала в прилегающей подземной формации для формирования флюидопроницаемого фильтра, способного снижать или в значительной степени предотвращать прохождение частиц породы из подземной формации в продуктивный пласт, позволяя проход пластовых флюидов из подземной формации в пласт.
39. Способ по п. 38, дополнительно содержащий размещение сетчатого фильтра, предварительно заполненного композиционным материалом, в пласте.
RU2017104290A 2014-07-23 2015-07-15 Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования RU2667165C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462028151P 2014-07-23 2014-07-23
US62/028,151 2014-07-23
PCT/US2015/040519 WO2016014310A1 (en) 2014-07-23 2015-07-15 Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017104290A RU2017104290A (ru) 2018-08-30
RU2017104290A3 RU2017104290A3 (ru) 2018-08-30
RU2667165C2 true RU2667165C2 (ru) 2018-09-17

Family

ID=53762372

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017104290A RU2667165C2 (ru) 2014-07-23 2015-07-15 Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования

Country Status (12)

Country Link
US (1) US10400159B2 (ru)
EP (1) EP3186331B1 (ru)
CN (1) CN106715639A (ru)
BR (1) BR112017001295A2 (ru)
CA (1) CA2955926C (ru)
HU (1) HUE058857T2 (ru)
MX (1) MX2017000875A (ru)
NO (1) NO20170207A1 (ru)
PL (1) PL3186331T3 (ru)
RU (1) RU2667165C2 (ru)
SA (1) SA517380774B1 (ru)
WO (1) WO2016014310A1 (ru)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US10844270B2 (en) 2013-09-17 2020-11-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations
US10822917B2 (en) 2013-09-17 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents
US10287865B2 (en) 2014-05-19 2019-05-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
WO2016014310A1 (en) 2014-07-23 2016-01-28 Baker Hughes Incorporated Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same
US9656237B2 (en) 2014-07-31 2017-05-23 Baker Hughes Incorporated Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites
US10280737B2 (en) 2015-06-15 2019-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of using carbon quantum dots to enhance productivity of fluids from wells
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US10190041B2 (en) 2016-08-02 2019-01-29 University Of Utah Research Foundation Encapsulated porous proppant
US10145217B2 (en) 2016-10-03 2018-12-04 Saudi Arabian Oil Company Chemical attenuator sleeve
US20220177775A1 (en) * 2017-07-13 2022-06-09 Baker Hughes Holdings Llc Delivery System for Oil-Soluble Well Treatment Agents and Methods of Using the Same
US11254861B2 (en) 2017-07-13 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same
CN109667574B (zh) * 2017-10-13 2022-07-22 中国石油化工股份有限公司 一种多段压裂用金属离子示踪剂及其应用
CA3079526C (en) 2017-11-03 2022-06-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
CA3090866C (en) 2018-04-27 2022-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Polyamine polyethers as nonemulsifier components
US11028309B2 (en) 2019-02-08 2021-06-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
CN110872509B (zh) * 2019-11-29 2020-08-21 西南石油大学 一种用于有水气藏的智能控水导气颗粒及制备方法和应用
CN111364964B (zh) * 2020-02-03 2020-09-25 西南石油大学 一种固体缓速酸的注入方法
CN111154477B (zh) * 2020-02-03 2020-07-31 西南石油大学 一种对储层无伤害的高效缓速固体酸体系
US11827851B2 (en) * 2020-07-20 2023-11-28 Board Of Regents, The University Of Texas System Tracer eluting proppants for hydraulic fracturing
CN112031724B (zh) * 2020-07-31 2022-06-24 中国地质大学（武汉） 一种煤层气井水力压裂裂缝的观测方法
US11725139B2 (en) 2021-12-13 2023-08-15 Saudi Arabian Oil Company Manipulating hydrophilicity of conventional dye molecules for water tracer applications
NO20220527A1 (en) * 2022-05-06 2023-11-07 Inst Energiteknik Polymer Vessels for Long Term Stable Release of Tracer

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3283817A (en) * 1964-01-03 1966-11-08 Phillips Petroleum Co Method and composition for treating formations penetrated by wells
US4013587A (en) * 1975-02-04 1977-03-22 Kali-Chemie Aktiengesellschaft Process for the manufacture of spherical alumina-containing particles
US20060124302A1 (en) * 2004-12-15 2006-06-15 Bj Services Company Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
US20090325823A1 (en) * 2008-06-25 2009-12-31 Marek K Pakulski Gas hydrate protection with heat producing two-component gas hydrate inhibitors
US7976949B2 (en) * 2007-03-12 2011-07-12 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. High strength ceramic elements and methods for making and using the same
US20120273197A1 (en) * 2011-04-26 2012-11-01 Gupta D V Satyanarayana Composites for controlled release of well treatment agents
US20130029883A1 (en) * 2011-07-29 2013-01-31 Cesi Chemical, Inc. Gas generating system for stimulation and deliquification
US20140011658A1 (en) * 2011-03-29 2014-01-09 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. Ceramic particle and process for making the same
US8722188B2 (en) * 2008-12-31 2014-05-13 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. Ceramic particle comprising an alumina crystalline phase

Family Cites Families (99)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1570537A (en) 1924-03-27 1926-01-19 Celite Company Absorbent material and process of making same
US2378155A (en) 1943-03-24 1945-06-12 Aluminum Co Of America Treatment of adsorbent alumina
US3179170A (en) 1960-05-11 1965-04-20 Dow Chemical Co Method of treating wells
US3782469A (en) 1972-05-25 1974-01-01 Cities Service Oil Co Formation and wellbore scale prevention
CA1023239A (en) 1973-05-01 1977-12-27 Leroy L. Carney Water-in-oil emulsions and emulsifiers for preparing the same
US3850248A (en) 1973-11-19 1974-11-26 Halliburton Co Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement
US4109721A (en) 1977-09-12 1978-08-29 Mobil Oil Corporation Method of proppant placement in hydraulic fracturing treatment
US4352741A (en) 1977-11-15 1982-10-05 Pfizer Inc. Xanthomonas biopolymer for use in displacement of oil from partially depleted reservoirs
US5212143A (en) 1978-08-28 1993-05-18 Torobin Leonard B Hollow porous microspheres made from dispersed particle compositions
US4264329A (en) 1979-04-27 1981-04-28 Cities Service Company Tracing flow of fluids
US4390456A (en) 1979-08-08 1983-06-28 W. R. Grace & Co. Spheroidal alumina particles and catalysts employing the particles as a support
GB8331546D0 (en) 1983-11-25 1984-01-04 Exxon Research Engineering Co Polymeric compositions
US4552591A (en) 1984-05-15 1985-11-12 Petrolite Corporation Oil field biocide composition
US4582131A (en) 1984-09-26 1986-04-15 Hughes Tool Company Submersible chemical injection pump
US4738897A (en) 1985-02-27 1988-04-19 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4670166A (en) 1985-02-27 1987-06-02 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4986353A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US4905762A (en) 1988-12-30 1990-03-06 Union Oil Company Of California Inhibiting wax deposition from a wax-containing oil
US5102558A (en) 1989-12-14 1992-04-07 Exxon Research And Engineering Company Encapsulated breaker chemical
US5187011A (en) 1989-12-04 1993-02-16 Exxon Research And Engineering Company Composition comprising encapsulated substrate with thermoplastic polymer overcoating
US5224543A (en) 1991-08-30 1993-07-06 Union Oil Company Of California Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up
US5217074A (en) 1991-10-29 1993-06-08 Exxon Chemical Patents Inc. Method of fracturing formations
US5922652A (en) 1992-05-05 1999-07-13 Procter & Gamble Microencapsulated oil field chemicals
DK0656459T3 (da) 1993-11-27 2001-06-18 Aea Technology Plc Fremgangsmåde til behandling af olieboringer
GB9503949D0 (en) * 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US6209643B1 (en) 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US5741758A (en) 1995-10-13 1998-04-21 Bj Services Company, U.S.A. Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures
US5758725A (en) 1996-05-06 1998-06-02 Streetman; Foy Method and device for enhancing oil and gas flow in a well
GB9611422D0 (en) 1996-05-31 1996-08-07 Bp Exploration Operating Coated scale inhibitors
US6330916B1 (en) 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6364018B1 (en) 1996-11-27 2002-04-02 Bj Services Company Lightweight methods and compositions for well treating
US20050028979A1 (en) 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US7426961B2 (en) 2002-09-03 2008-09-23 Bj Services Company Method of treating subterranean formations with porous particulate materials
US6059034A (en) 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
GB9800942D0 (en) 1998-01-17 1998-03-11 Aea Technology Plc Well treatment
GB9808490D0 (en) 1998-04-22 1998-06-17 Aea Technology Plc Well treatment for water restriction
US6025302A (en) 1998-05-18 2000-02-15 Bj Services Company Quaternized polyether amines as gas hydrate inhibitors
NL1009356C2 (nl) 1998-06-09 1999-12-10 Cooperatie Cosun U A Werkwijze voor het voorkomen van afzetting bij de winning van olie.
GB9818778D0 (en) 1998-08-28 1998-10-21 Crosfield Joseph & Sons Particulate carrier for biocide formulations
US6209646B1 (en) 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US6279656B1 (en) 1999-11-03 2001-08-28 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6444316B1 (en) 2000-05-05 2002-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods
US7196040B2 (en) 2000-06-06 2007-03-27 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment
US6866797B1 (en) 2000-08-03 2005-03-15 Bj Services Company Corrosion inhibitors and methods of use
US6439310B1 (en) 2000-09-15 2002-08-27 Scott, Iii George L. Real-time reservoir fracturing process
GB0028269D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
GB0028264D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
GB0108086D0 (en) 2001-03-30 2001-05-23 Norske Stats Oljeselskap Method
GB0112343D0 (en) 2001-05-21 2001-07-11 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
US7140438B2 (en) 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US6723683B2 (en) 2001-08-07 2004-04-20 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Compositions for controlled release
US20080287324A1 (en) 2002-03-01 2008-11-20 Cesi Chemical, Inc., A Flotek Company Process for well cleaning
US7028776B2 (en) 2002-03-13 2006-04-18 Bj Services Company Methods for the inhibition of salt blockages in oil and gas wells
WO2004057152A1 (en) 2002-12-19 2004-07-08 Schlumberger Canada Limited Method for providing treatment chemicals in a subterranean well
US7220454B2 (en) 2003-02-06 2007-05-22 William Marsh Rice University Production method of high strength polycrystalline ceramic spheres
US7135231B1 (en) 2003-07-01 2006-11-14 Fairmont Minerals, Ltd. Process for incremental coating of proppants for hydraulic fracturing and proppants produced therefrom
US7871702B2 (en) 2003-07-30 2011-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Particulates comprising silica and alumina, and methods of utilizing these particulates in subterranean applications
US20050028976A1 (en) 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US20060065396A1 (en) 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use
US8858860B2 (en) 2004-11-02 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable retarder for cementing applications
US7322411B2 (en) 2005-01-12 2008-01-29 Bj Services Company Method of stimulating oil and gas wells using deformable proppants
WO2006084236A1 (en) 2005-02-04 2006-08-10 Oxane Materials, Inc. A composition and method for making a proppant
US8012533B2 (en) 2005-02-04 2011-09-06 Oxane Materials, Inc. Composition and method for making a proppant
AU2006218614A1 (en) 2005-03-01 2006-09-08 Carbo Ceramics Inc. Methods for producing sintered particles from a slurry of an alumina-containing raw material
US20060223713A1 (en) 2005-04-05 2006-10-05 Bj Services Company Method of completing a well with hydrate inhibitors
US20060272816A1 (en) 2005-06-02 2006-12-07 Willberg Dean M Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition
US7658226B2 (en) 2005-11-02 2010-02-09 Schlumberger Technology Corporation Method of monitoring fluid placement during stimulation treatments
US7598209B2 (en) 2006-01-26 2009-10-06 Bj Services Company Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same
US7494711B2 (en) 2006-03-08 2009-02-24 Bj Services Company Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation
US7931087B2 (en) 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
US8567504B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US8567503B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US20090291861A1 (en) 2006-08-07 2009-11-26 Christopher Alan Sawdon Wellbore fluid
US8063000B2 (en) 2006-08-30 2011-11-22 Carbo Ceramics Inc. Low bulk density proppant and methods for producing the same
US8562900B2 (en) 2006-09-01 2013-10-22 Imerys Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives
US8183184B2 (en) 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US20080069961A1 (en) 2006-09-14 2008-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffin wax buildup
US7490667B2 (en) 2006-10-02 2009-02-17 Fairmount Minerals, Inc. Proppants with soluble composite coatings
RU2344155C2 (ru) 2006-12-27 2009-01-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Проппант на основе алюмосиликатов, способ его получения и способ его применения
US7918281B2 (en) 2007-03-06 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition
US20080217012A1 (en) 2007-03-08 2008-09-11 Bj Services Company Gelled emulsions and methods of using the same
US7737091B2 (en) 2007-08-28 2010-06-15 Imerys Proppants and anti-flowback additives made from sillimanite minerals, methods of manufacture, and methods of use
CA2643872C (en) 2007-11-16 2012-08-21 Bj Services Company Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters
US7977283B2 (en) 2008-06-27 2011-07-12 Baker Hughes Incorporated Method of minimizing or reducing salt deposits by use of a fluid containing a fructan and derivatives thereof
US7686081B1 (en) 2008-10-30 2010-03-30 Bj Services Company Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing diatomaceous earth
US8336624B2 (en) 2008-10-30 2012-12-25 Baker Hughes Incorporated Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing a water-insoluble adsorbent
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
CN102250604A (zh) * 2011-05-27 2011-11-23 门正国 一种用于油井防垢、防蜡或降粘的缓释微胶囊
US9102860B2 (en) 2011-06-16 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
MX365745B (es) * 2011-11-22 2019-06-12 Baker Hughes Inc Método para utilizar marcadores de liberación controlada.
CN102536178B (zh) * 2011-12-27 2014-12-24 中国石油天然气股份有限公司 延长易结垢注水井增注措施周期的方法
CN103422844B (zh) * 2012-05-15 2016-02-10 中国石油天然气股份有限公司 一种表面活性剂压裂液的缓释破胶方法
WO2013192634A2 (en) * 2012-06-21 2013-12-27 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
GB2520018A (en) 2013-11-06 2015-05-13 Statoil Petroleum As Porous Proppants
US10287865B2 (en) 2014-05-19 2019-05-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
WO2016014310A1 (en) 2014-07-23 2016-01-28 Baker Hughes Incorporated Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same
US9656237B2 (en) 2014-07-31 2017-05-23 Baker Hughes Incorporated Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3283817A (en) * 1964-01-03 1966-11-08 Phillips Petroleum Co Method and composition for treating formations penetrated by wells
US4013587A (en) * 1975-02-04 1977-03-22 Kali-Chemie Aktiengesellschaft Process for the manufacture of spherical alumina-containing particles
US20060124302A1 (en) * 2004-12-15 2006-06-15 Bj Services Company Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
US7976949B2 (en) * 2007-03-12 2011-07-12 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. High strength ceramic elements and methods for making and using the same
US20090325823A1 (en) * 2008-06-25 2009-12-31 Marek K Pakulski Gas hydrate protection with heat producing two-component gas hydrate inhibitors
US8722188B2 (en) * 2008-12-31 2014-05-13 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. Ceramic particle comprising an alumina crystalline phase
US20140011658A1 (en) * 2011-03-29 2014-01-09 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. Ceramic particle and process for making the same
US20120273197A1 (en) * 2011-04-26 2012-11-01 Gupta D V Satyanarayana Composites for controlled release of well treatment agents
US20130029883A1 (en) * 2011-07-29 2013-01-31 Cesi Chemical, Inc. Gas generating system for stimulation and deliquification

Also Published As

Publication number Publication date
NO20170207A1 (en) 2017-02-13
RU2017104290A (ru) 2018-08-30
CA2955926C (en) 2018-11-20
US20170198210A1 (en) 2017-07-13
SA517380774B1 (ar) 2020-12-29
HUE058857T2 (hu) 2022-09-28
EP3186331A1 (en) 2017-07-05
WO2016014310A1 (en) 2016-01-28
CN106715639A (zh) 2017-05-24
EP3186331B1 (en) 2022-05-04
BR112017001295A2 (pt) 2017-11-14
MX2017000875A (es) 2017-05-04
RU2017104290A3 (ru) 2018-08-30
US10400159B2 (en) 2019-09-03
PL3186331T3 (pl) 2022-07-04
CA2955926A1 (en) 2016-01-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2667165C2 (ru) Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования
US9574130B2 (en) Composites for controlled release of well treatment agents
US9976070B2 (en) Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US10641083B2 (en) Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US10822536B2 (en) Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US10961444B1 (en) Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
AU2016252607B2 (en) Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same
WO2017078703A1 (en) Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations
EP3830213A1 (en) Delayed release well treatment compositions and methods of using same
AU2012249983B2 (en) Composites for controlled release of well treatment agents