RU2671878C2 - Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов - Google Patents
Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2671878C2 RU2671878C2 RU2016115073A RU2016115073A RU2671878C2 RU 2671878 C2 RU2671878 C2 RU 2671878C2 RU 2016115073 A RU2016115073 A RU 2016115073A RU 2016115073 A RU2016115073 A RU 2016115073A RU 2671878 C2 RU2671878 C2 RU 2671878C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- acid
- agent
- surface modification
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 274
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 82
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 211
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 261
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 174
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims abstract description 174
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 117
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 75
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 29
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 29
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002356 single layer Substances 0.000 claims abstract description 11
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 119
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 83
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 64
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 61
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 59
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 58
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 47
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 23
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 19
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 16
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 14
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 14
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 13
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 13
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 13
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 13
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 12
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 10
- -1 perfluoro group Chemical group 0.000 claims description 10
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 10
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims description 9
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 claims description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 6
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 5
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- GSZQTIFGANBTNF-UHFFFAOYSA-N (3-aminopropyl)phosphonic acid Chemical compound NCCCP(O)(O)=O GSZQTIFGANBTNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HAIZAZONHOVLEK-UHFFFAOYSA-N (4-nitrophenyl) octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 HAIZAZONHOVLEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical group OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003242 anti bacterial agent Substances 0.000 claims description 3
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 3
- 125000005010 perfluoroalkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QLZHNIAADXEJJP-UHFFFAOYSA-N Phenylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C1=CC=CC=C1 QLZHNIAADXEJJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 2
- SOSYQFWMJAKHDR-UHFFFAOYSA-N aminooxy(benzyl)phosphinic acid Chemical compound NOP(O)(=O)CC1=CC=CC=C1 SOSYQFWMJAKHDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JOPDUWRZRJKLIF-UHFFFAOYSA-N aminooxy(phenyl)phosphinic acid Chemical compound NOP(O)(=O)C1=CC=CC=C1 JOPDUWRZRJKLIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 125000004093 cyano group Chemical group *C#N 0.000 claims description 2
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000001841 imino group Chemical group [H]N=* 0.000 claims description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 2
- MLCHBQKMVKNBOV-UHFFFAOYSA-N phenylphosphinic acid Chemical compound OP(=O)C1=CC=CC=C1 MLCHBQKMVKNBOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 125000004149 thio group Chemical group *S* 0.000 claims description 2
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Chemical compound CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- AFINAILKDBCXMX-PBHICJAKSA-N (2s,3r)-2-amino-3-hydroxy-n-(4-octylphenyl)butanamide Chemical compound CCCCCCCCC1=CC=C(NC(=O)[C@@H](N)[C@@H](C)O)C=C1 AFINAILKDBCXMX-PBHICJAKSA-N 0.000 claims 1
- NLBSQHGCGGFVJW-UHFFFAOYSA-N 2-carboxyethylphosphonic acid Chemical compound OC(=O)CCP(O)(O)=O NLBSQHGCGGFVJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OGBVRMYSNSKIEF-UHFFFAOYSA-N Benzylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CC1=CC=CC=C1 OGBVRMYSNSKIEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- SRIJLARXVRHZKD-UHFFFAOYSA-N OP(O)=O.C=CC1=CC=CC=C1 Chemical compound OP(O)=O.C=CC1=CC=CC=C1 SRIJLARXVRHZKD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910004852 P—O—Si Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910007933 Si-M Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910008318 Si—M Inorganic materials 0.000 claims 1
- JDRCQIRZJMJGMW-UHFFFAOYSA-N benzhydrylphosphonic acid Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(P(O)(=O)O)C1=CC=CC=C1 JDRCQIRZJMJGMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XCSJNQPCYLNPIB-UHFFFAOYSA-N bis(1,1,2,2,3,3,4,4,5,5,6,6,7,7,7-pentadecafluoroheptyl)phosphinic acid Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)P(=O)(O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F XCSJNQPCYLNPIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- UOKRBSXOBUKDGE-UHFFFAOYSA-N butylphosphonic acid Chemical compound CCCCP(O)(O)=O UOKRBSXOBUKDGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ASMQGLCHMVWBQR-UHFFFAOYSA-M diphenyl phosphate Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(=O)([O-])OC1=CC=CC=C1 ASMQGLCHMVWBQR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 claims 1
- 150000003007 phosphonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 24
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 12
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 11
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 9
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 9
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 6
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 5
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 4
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 4
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 4
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N Isooctane Chemical compound CC(C)CC(C)(C)C NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000004630 atomic force microscopy Methods 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 description 2
- JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N dimethyl-hexane Natural products CCCCCC(C)C JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 2
- BMYBKYQDGKGCSU-UHFFFAOYSA-N (2-aminophenyl)phosphonic acid Chemical compound NC1=CC=CC=C1P(O)(O)=O BMYBKYQDGKGCSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBMUHYIMRYHJBA-UHFFFAOYSA-N 1-phenylethylphosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(C)C1=CC=CC=C1 XBMUHYIMRYHJBA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MXYOPVWZZKEAGX-UHFFFAOYSA-N 1-phosphonoethylphosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(C)P(O)(O)=O MXYOPVWZZKEAGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PGKQTZHDCHKDQK-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 PGKQTZHDCHKDQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003873 O—P—O Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000005083 Zinc sulfide Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000000304 alkynyl group Chemical group 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- BEQVQKJCLJBTKZ-UHFFFAOYSA-N diphenylphosphinic acid Chemical compound C=1C=CC=CC=1P(=O)(O)C1=CC=CC=C1 BEQVQKJCLJBTKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- SVMUEEINWGBIPD-UHFFFAOYSA-N dodecylphosphonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCP(O)(O)=O SVMUEEINWGBIPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 150000008282 halocarbons Chemical class 0.000 description 1
- VCOCWGTYSUNGHT-UHFFFAOYSA-N heptadecylphosphonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCP(O)(O)=O VCOCWGTYSUNGHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002103 nanocoating Substances 0.000 description 1
- FTMKAMVLFVRZQX-UHFFFAOYSA-N octadecylphosphonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCP(O)(O)=O FTMKAMVLFVRZQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NJGCRMAPOWGWMW-UHFFFAOYSA-N octylphosphonic acid Chemical compound CCCCCCCCP(O)(O)=O NJGCRMAPOWGWMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CKVICYBZYGZLLP-UHFFFAOYSA-N pentylphosphonic acid Chemical compound CCCCCP(O)(O)=O CKVICYBZYGZLLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003107 substituted aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003075 superhydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 229910052984 zinc sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N zinc;sulfide Chemical compound [S-2].[Zn+2] DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
-
- 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Applied To Surfaces To Minimize Adherence Of Mist Or Water (AREA)
- Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта. По другому варианту способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает: а) закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего агент для модификации поверхности, который включает производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, и б) связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет формирования монослойного или многослойного покрытия в ходе самоорганизации хвоста, где до проведения стадии (а) число участков связывания агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта повышают при проведении предварительной обработки подземного пласта флюидом на неводной основе. По третьему варианту способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает: закачивание в скважину агента для модификации поверхности, включающего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую или не напрямую присоединен к якорному фрагменту, и связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл., 6 пр.
Description
Родственные заявки
В настоящей заявке испрашивается приоритет в связи с заявкой US серийный номер 61/880836, поданной 20 сентября 2013 г, заявкой US серийный номер 61/981051, поданной 17 апреля 2014 г, заявкой US серийный номер 61/989267, поданной 6 мая 2014 г, и заявкой US серийный номер 62/007708, поданной 4 июня 2014 г, которые все включены в настоящее описание в качестве ссылок.
Область настоящего изобретения
Настоящее описание относится к способу обработки подземного пласта агентом для модификации поверхности, который включает якорный фрагмент и гидрофобный хвост.
Предпосылки создания настоящего изобретения
Альтернативные подходы для повышения эффективности добычи углеводородов из углеводородсодержащих эксплуатируемых резервуаров-коллекторов включают способы, которые заключаются в повышении проницаемости пласта, через который проходит скважина. Другие способы направлены на повышение коэффициентов продуктивности скважины нефть/вода. Другие усовершенствованные способы заключаются в том, что в пласте подавляют образование нежелательных веществ, включая переносимые водой солевые, асфальтеновые, парафиновые отложения и т.п. Некоторые из указанных способов включают разработку химических реагентов для обработки скважины с целью повышения ее продуктивности.
Кроме того, внимание уделяется усовершенствованию способов интенсификации пластов. В связи с тем, что продуктивность скважины зависит от способности трещины пропускать углеводороды из пласта в ствол скважины, проводимость трещины является важным параметром при определении степени эффективности операции интенсификации. Образование и/или мобилизация «мелкозернистых частиц» резервуара-коллектора в ходе гидроразрыва и добычи приводит к снижению проводимости трещины, а также к снижению проницаемости резервуара-коллектора за счет закупорки фильтрующих каналов мелкозернистыми частицами. Несмотря на то, что применение твердых частиц с покрытием, таких как расклинивающие агенты, является эффективным для сведения к минимуму образования мелкозернистых частиц, существует потребность в альтернативных вариантах.
Поиск альтернативных вариантов также необходим с целью снижения нежелательной обводненности продукции при обработке подземных пластов. Избыточная обводненность оказывает прямое влияние на продуктивность скважины. Количество нефти и/или газа, которое можно в конечном итоге добыть из скважины, снижается, так как вода занимает место других флюидов, которые могут перемещаться в скважине или подниматься из скважины. Указанное свойство увеличивает себестоимость добычи из скважины.
Несмотря на то, что агенты для обработки скважин разработаны для подавления или контроля солевых, парафиновых и асфальтеновых отложений в скважине, в большинстве случаев были получены результаты хуже ожидаемых. В связи с этим, существует необходимость в разработке альтернативных способов повышения общей эффективности скважины за счет контроля осаждения указанных веществ. Поиск альтернативных способов также необходим, прежде всего, для контроля осаждения указанных веществ в пластах с низкой проницаемостью, таких как сланцевые и угольные пласты.
Ресурсы также затрачиваются на химические и физические методы для эффективного снижения потерь давления на трение, которые наблюдаются в потоках углеводородов из эксплуатируемого резервуара-коллектора.
Альтернативные подходы для снижения потерь давления на трение включают использование агентов для снижения таких потерь. Обычно агенты для снижения потерь давления на трение представляют собой высокомолекулярные длинноцепные полимеры, которые могут образовывать неньютоновские гелевые структуры. Снижающие потери давления на трение гели являются чувствительными к сдвигу и часто требуют применения специального оборудования для закачки (такого как установки для подачи флюидов). Более того, так как агенты для снижения потерь давления на трение обычно представляют собой высоковязкие жидкости, как правило, во флюиде-носителе присутствует не более 10 мас. % полимерных агентов для снижения потерь давления на трение. Определенное внимание было направлено на применение взвесей или дисперсий полимеров для формирования свободно текущих и поддающихся перекачке насосом смесей в жидких средах. Однако такие полимеры часто образуют агломераты в течение времени, тем самым создавая проблемы для перемещения их в углеводородные жидкости, когда требуется снижение потерь давления на трение.
Таким образом, существует потребность в разработке альтернативных подходов для снижения потерь давления на трение в потоках флюидов в скважине с целью повышения продуктивности при добыче углеводородов из скважины.
Следует понимать, что представленное выше обсуждение приведено только для иллюстрации настоящего изобретения и не ограничивает объем и объекты прилагаемых пунктов формулы изобретения или объем любой родственной заявки или патента. Таким образом, ни один из прилагаемых пунктов формулы изобретения или пунктов формулы изобретения любой родственной заявки или патента не может быть ограничен представленным выше обсуждением, или эти пункты нельзя истолковать таким образом, чтобы отнести, включить или исключить каждый или любой из указанных выше признаков или недостатков только за счет их упоминания в настоящем описании. Краткое описание сущности изобретения
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла (М) подземного пласта, через который проходит скважина. Согласно указанному способу, в скважину закачивают агент для модификации поверхности, который включает якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности напрямую присоединен к якорному фрагменту. Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла (М) подземного пласта, через который проходит скважина. Указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают агент для модификации поверхности, который включает якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности напрямую присоединен к якорному фрагменту. Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента. Агент для модификации поверхности располагается на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте в виде самоорганизующегося монослойного покрытия.
В еще одном варианте предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид метала (М) подземного пласта, через который проходит скважина. Указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважины. Флюид для обработки скважины включает агент для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности включает якорный фрагмент и хвост. Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью подземного пласта за счет формирования монослойного или многослойного покрытия в ходе самоорганизации гидрофобного хвоста. Перед закачиванием флюида для обработки в скважину, на поверхности подземного пласта увеличивают число участков связывания агента для модификации поверхности с поверхностью в ходе предварительной обработки подземного пласта флюидом на неводной основе.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, который заключается в том, что в скважину, которая проходит через пласт, сначала закачивают флюид для обработки скважины, включающий агент для модификации поверхности, в состав которого входит якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Агент для модификации поверхности представляет собой производное органической фосфорсодержащей кислоты. Агент для модификации поверхности присоединяется к поверхности кремнистого подземного пласта за счет образования ковалентной связи O-P-O между якорным фрагментом и пластом. Агент для модификации поверхности присоединяется к поверхности содержащего оксид металла (М) пласта за счет образования ковалентной связи O-P-O-M между якорным фрагментом и пластом.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, который заключается в том, что в пласт сначала закачивают агент для модификации поверхности, причем агент для модификации поверхности включает якорный фрагмент и гидрофобный хвост, присоединенный к якорному фрагменту, где якорный фрагмент представляет собой производное органической фосфорсодержащей кислоты. Затем якорный фрагмент, содержащий гидрофобный хвост, присоединяется к пласту.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, который заключается в том, что в пласт закачивают агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост и якорный фрагмент, содержащий производное органической фосфорсодержащей кислоты. Якорный фрагмент присоединяется к кремний-оксогруппе кремнистого пласта или к металл-оксогруппе пласта, содержащего оксид металла.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, который заключается в том, что в пласт сначала закачивают агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост и якорный фрагмент, причем агент для модификации поверхности характеризуется формулой:
где:
Rf обозначает перфторированную алкильную группу или группу перфорированного алкиленового простого эфира, характеризующуюся структурой:
(i)
(ii)
где:
А обозначает атом кислорода или химическую связь,
n равен от 1 до 6,
Y обозначает F или CnH2n+1,
b равен, по крайней мере, 1,
m равен от 4 до 20,
p равен от 1 до 20, и
Z обозначает Н, F или кислотную группу или производное кислоты.
После закачивания в пласт агента для модификации поверхности, якорный фрагмент присоединяется к поверхности кремнистого или содержащего оксид металла пласта.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности эксплуатируемой углеводородной скважины, который заключается в том, что в скважину закачивают агент для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности при связывании с поверхностью субстрата снижает потери давления на трение флюида внутри скважины.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения эффективности добычи углеводородов из скважины, который заключается в том, что в скважину закачивают агент для модификации поверхности и снижают потери давления на трение в ходе добычи углеводородов за счет присутствия агента для модификации поверхности. В процессе добычи углеводородов агент для модификации поверхности связывается, по крайней мере, с частью субстрата.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ снижения потерь давления на трение в ходе добычи углеводородов из подземного пласта. В указанном варианте в пласт закачивают композицию для обработки скважины. Композиция для обработки скважины включает агент для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью субстрата пласта.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ снижения потерь давления на трение флюида в скважине, проходящей через подземный пласт. Указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают композицию для обработки скважины, включающую агент для модификации поверхности.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности эксплуатируемой углеводородной скважины, который заключается в том, что агент для модификации поверхности связывается с поверхностью твердой частицей для обработки скважины. Агент для модификации поверхности снижает потери давления на трение флюида внутри скважины.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения эффективности добычи углеводородов из скважины. Указанный способ заключается в том, что при закачке флюида на неводной основе в скважину, которая проходит через пласт, снижают водонасыщение на поверхности кремнистого подземного пласта или содержащего оксид металла подземного пласта. Затем в скважину закачивают флюид для обработки скважины, включающий агент для модификации поверхности, в состав которого входит якорный фрагмент и гидрофобный хвост.Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью подземного пласта за счет формирования монослойного или многослойного образования в ходе самоорганизации хвоста.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, который заключается в том, что агент для модификации поверхности закачивают в скважину, проходящую через пласт. Агент для модификации поверхности включает якорный фрагмент и хвост. Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью пласта за счет формирования монослойного или многослойного образования в ходе самоорганизации хвоста. Перед закачкой агента для модификации поверхности в скважину, поверхность подземного пласта предварительно обрабатывают флюидом на неводной основе. Предварительная обработка пласта флюидом на неводной основе увеличивает число участков связывания агента для модификации поверхности.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ добычи углеводородов из кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта. Указанный способ заключается в том, что пласт предварительно обрабатывают при закачке в скважину флюида на неводной основе. Флюид на неводной основе обеспечивает снижение водонасыщения на поверхности пласта. Таким образом с поверхности пласта удаляют воду. После предварительной обработки флюидом на неводной основе в скважину закачивают агент для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности связывается с поверхностью пласта через якорный фрагмент.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности изменяет поверхностную энергию подземного пласта.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности стабилизирует мелкозернистые частицы в подземном пласте.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности снижает количество твердых веществ, которые возвращаются вместе с потоком с поверхности подземного пласта в эксплуатируемую скважину.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности выполняет функцию пассивного противобактериального агента для сведения к минимуму или предотвращения удерживания воды на поверхности подземного пласта.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для пассивного подавления или контроля осаждения переносимых водой солевых отложений на подземном пласте или внутри него.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности пассивно предотвращает осаждение органических твердых частиц на поверхности подземного пласта или внутри него.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для предотвращения или в значительной степени подавления набухания глины в подземном пласте.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности выполняет функцию агента, повышающего относительную проницаемость, за счет увеличения относительной проницаемости нефти/газа без увеличения водопроницаемости.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для сведения к минимуму обратной конденсации газа в резервуаре-коллекторе, тем самым повышая эффективность добычи конденсата.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для увеличения количества возвратной воды и промысловой воды, поступающей из газоносной или нефтеносной скважины после завершения операции по обработке скважины.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для контроля конденсации воды в порах подземного пласта.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для повышения эффективности добычи углеводородов из отложений в пласте нефтеносных песков.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют при проведении операции по гидроразрыву пласта, и указанный агент является компонентом флюида для гидроразрыва.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют при обработке подземного пласта в процессе кислотной обработки для повышения проникновения кислоты в пласт.
Соответственно, настоящее изобретение относится к агенту для модификации поверхности, который включает гидрофобный хвост и якорный фрагмент, при этом агент для модификации поверхности присоединяется к подземному пласту через якорный фрагмент. Настоящее изобретение, кроме того, относится к применению таких агентов для модификации поверхности при проведении операций по обработке скважины, где требуется гидрофобность на поверхности подземного пласта.
Соответственно, настоящее изобретение относится к агенту для модификации поверхности, включающему гидрофобный хвост и якорный фрагмент, при этом агент для модификации поверхности присоединяется к подземному пласту через якорный фрагмент. Настоящее изобретение, кроме того, относится к применению таких агентов для модификации поверхности при проведении операций по обработке скважины, где требуется гидрофобность на поверхности подземного пласта.
Характеристики и преимущества настоящего изобретения, описанные выше, а также дополнительные признаки и достоинства становятся более очевидными для специалистов в данной области техники после рассмотрения следующего подробного описания различных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые фигуры.
Краткое описание фигур
Следующие фигуры являются частью настоящего описания изобретения, включены для иллюстрации определенных аспектов различных вариантов осуществления настоящего изобретения, и они подробно описаны в данном контексте.
На фиг. 1 представлена схема присоединения агента для модификации поверхности к поверхности подземного пласта.
На фиг. 2 показано сохранение проницаемости керна месторождения Верия (Вегеа) при использовании агента для модификации поверхности, описанного в данном контексте.
На фиг. 3 показано сохранение проницаемости искусственного керна, содержащего частицы диоксида кремния размером 325 меш, при использовании агента для модификации поверхности, описанного в данном контексте.
На фиг. 4 показано влияние предварительной обработки на сохранение проницаемости керна месторождения Верия (Вегеа) при использовании агента для модификации поверхности.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения
Характеристики и преимущества настоящего изобретения, а также дополнительные признаки и достоинства становятся более очевидными для специалистов в данной области техники после рассмотрения следующего подробного описания типичных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые фигуры. Следует понимать, что настоящее описание и прилагаемые фигуры, представляющие типичные варианты осуществления настоящего изобретения, не ограничивают пункты формулы настоящего изобретения или любого другого патента или заявки на выдачу патента, в связи с которыми запрашивается приоритет настоящей заявки. И наоборот, все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты не выходят за пределы объема и сущности формулы настоящего изобретения. Можно изменить конкретные варианты и детали осуществления настоящего изобретения, описанные в данном контексте, не выходя за пределы объема и сущности.
Определенные термины, использованные в данном контексте и в прилагаемых пунктах формулы изобретения, могут относиться к конкретным компонентам, стадиям процессов или операциям по обработке скважины. Как представляется очевидным для специалиста в данной области техники, различные субъекты могут ссылаться на компонент, стадию процесса или операцию по обработке скважины с использованием различных названий. В этом документе не предполагается различать компоненты, стадии процесса или операции по обработке скважины, которые отличаются по своему названию, но не отличаются по своей функции или операции. Термины «включающий» и «содержащий в своем составе» также использованы в данном контексте и в пунктах формулы изобретения в неограничивающей форме, и таким образом, означают «включающий, но не ограничиваясь только им…». Более того, ссылка в данном контексте или в прилагаемом пункте формулы изобретения на компоненты и аспекты в единственном числе необязательно ограничивает настоящее описание или прилагаемые пункты формулы изобретения только одним таким компонентом или аспектом, а такую ссылку следует интерпретировать в общем виде, то есть имеется в виду один или более компонентов или аспектов в соответствии с пригодностью или необходимостью в каждом конкретном случае.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности включает гидрофобный хвост и якорный фрагмент. В целях настоящего изобретения термин «гидрофобный хвост» следует относить к гидрофобному заместителю в составе агента для модификации поверхности. Термин «якорный фрагмент» относится к не-гидрофобному фрагменту производного агента для модификации поверхности. Якорный фрагмент обеспечивает участок присоединения агента для модификации поверхности на поверхности подземного пласта. Например, якорный фрагмент обеспечивает ковалентное присоединение агента для модификации поверхности на поверхности подземного пласта.
Гидрофобный хвост может быть напрямую присоединен к якорному фрагменту. В другом варианте гидрофобный хвост присоединен к якорному фрагменту не напрямую, например, присоединен к органической функциональной группе, расположенной между якорным фрагментом и гидрофобным хвостом. Например, гидрофобный хвост и якорный фрагмент разделены углеводородной группой, такой как насыщенный или ненасыщенный алкилен, алкенил, алкинил и т.п.
Хотя хвост в составе агента для модификации поверхности характеризуется гидрофобными свойствами, он может также проявлять олеофобные свойства. Следовательно, агент для модификации поверхности можно рассматривать как омнифобный (несмачиваемый) материал.
Хвост в составе агента для модификации поверхности присоединяется к субстрату пласта только не напрямую, через якорный фрагмент.
Хвост в составе агента для модификации поверхности может располагаться таким образом, чтобы гидрофобные свойства агента для модификации поверхности были удалены от поверхности подземного пласта. При этом вода и, следовательно, флюиды на водной основе легко протекают в скважине вдоль поверхности субстрата, несущего углеводороды, так как снижается боковая адгезия флюида к поверхности пласта. Таким образом, гидрофобный хвост снижает водонасыщение и повышает эффективность извлечения воды с поверхности пласта.
Подземный пласт, с поверхностью которого связывается агент для модификации поверхности, может представлять собой кремнистый пласт, такой как песчаник, а также пласт, содержащий оксид металла, включая карбонатный пласт. Пласт может быть обогащен глиной, а металл может входить в состав оксида алюминия.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения хвост в составе агента для модификации поверхности самопроизвольно располагается на пластовом субстрате с формированием монослойного или многослойного покрытия. Полагают, что формирование указанного покрытия происходит за счет самоорганизации хвоста на поверхности субстрата, индуцированной образованием химических связей.
Якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности может представлять собой производное органической фосфорсодержащей кислоты, где, по крайней мере, один из заместителей в составе производного органической фосфорсодержащей кислоты является гидрофобным. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения якорным фрагментом является производное фосфорной кислоты, фосфоновой кислоты или фосфиновой кислоты.
Органические группы в составе якорного фрагмента являются мономерными или полимерными.
Примеры мономерных производных фосфорной кислоты включают соединения или смеси соединений, характеризующихся структурой (RO)x-P(P)-(OR')y, где x равен 1-2, y равен 1-2, и x+y равно 3, R предпочтительно обозначает радикал, включающий в целом 1-30, предпочтительно 2-20, более предпочтительно 6-18 атомов углерода, R' обозначает Н, метал, такой как щелочной металл, например, натрий или калий, или низший алкил, включающий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил. Предпочтительно, часть заместителей R' обозначает Н. Органическим компонентом фосфорной кислоты (R) является насыщенная или ненасыщенная алифатическая группа или арильная группа или арил-замещенный остаток. По крайней мере, одна из органических групп может содержать концевые функциональные группы или функциональные группы в омега-положении, как описано ниже.
Примеры мономерных производных фосфоновой кислоты включают соединения или смеси соединений, характеризующихся формулой:
где а равен 0-1, b равен 1, с равен 1-2, и a+b+с равно 3, R и Rʺ предпочтительно каждый независимо обозначает радикал, включающий в целом 1-30, предпочтительно 2-20, более предпочтительно 6-18 атомов углерода, R' обозначает Н, металл, такой как щелочной металл, например, натрий или калий, или низший алкил, включающий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил. Предпочтительно, по крайней мере, часть заместителей R' обозначает Н. Органическим компонентом фосфоновой кислоты (R и Rʺ) является насыщенная или ненасыщенная алифатическая группа или арильная группа или арил-замещенный остаток. По крайней мере, одна из органических групп может содержать концевые функциональные группы или функциональные группы в омега-положении, как описано ниже.
Примеры мономерных производных фосфиновой кислоты включают соединения или смеси соединений, характеризующихся формулой:
где d равен 0-2, е равен 0-2, f равен 1, и d+e+f равно 3, R и Rʺ предпочтительно каждый независимо обозначают радикалы, включающие в целом 1-30, предпочтительно 2-20, более предпочтительно 6-18 атомов углерода, R' обозначает Н, метал, такой как щелочной металл, например, натрий или калий, или низший алкил, включающий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил. Предпочтительно, часть заместителей R' обозначает Н. Органическим компонентом фосфиновой кислоты (R, Rʺ) является насыщенная или ненасыщенная алифатическая группа или арильная группа или арил-замещенный остаток. Примеры органических групп, которые могут содержать R и Rʺ, включают длинноцепные или короткоцепные алифатические углеводороды, ароматические углеводороды, а также замещенные алифатические углеводороды и замещенные ароматические углеводороды.
По крайней мере, одна из органических групп может, кроме того, содержать одну или более концевых функциональных групп или одну или более функциональных групп в омега-положении, которые являются гидрофобными. Примеры концевых функциональных групп или функциональных групп, расположенных в омега-положении, включают карбоксильную группу, такую как производное карбоновой кислоты, гидроксильную группу, аминогруппу, иминогруппу, амидогруппу, тиогруппу, а также фосфоновую кислоту, цианогруппу, сульфонат, карбонат и смешанные заместители.
Примерами производных органической фосфорсодержащей кислоты являются амино-трис-метиленфосфоновая кислота, аминобензилфосфоновая кислота, 3-аминопропилфосфоновая кислота, О-аминофенилфосфоновая кислота, 4-метоксифенилфосфоновая кислота, аминофенилфосфоновая кислота, аминофосфономасляная кислота, аминопропилфосфоновая кислота, бензгидрилфосфоновая кислота, бензилфосфоновая кислота, бутилфосфоновая кислота, карбоксиэтилфосфоновая кислота, дифенилфосфиновая кислота, додецилфосфоновая кислота, этилидендифосфоновая кислота, гептадецилфосфоновая кислота, метилбензилфосфоновая кислота, нафтилметилфосфоновая кислота, октадецилфосфоновая кислота, октилфосфоновая кислота, пентилфосфоновая кислота, фенилфосфиновая кислота, фенилфосфоновая кислота, стиролфосфоновая кислота и додецил-бис-1,12-фосфоновая кислота.
Кроме мономерных производных органических фосфорсодержащих кислот можно использовать олигомерные или полимерные производные органических фосфорсодержащих кислот, полученных в результате самоконденсации соответствующих мономерных кислот.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности характеризуется формулой Rf-(CH2)p-Z, где Z, якорный фрагмент, обозначает Н, F или производное кислоты, а гидрофобным хвостом (связанным с якорным фрагментом) является фторсодержащий остаток, такой как Rf-(CH2)p-, где Rf обозначает перфторированную алкильную группу или группу перфторированного алкиленового простого эфира, и p равен от 2 до 4, предпочтительно равен 2.
Как правило, фторсодержащий остаток характеризуется среднечисловой молекулярной массой менее 2000. Примеры перфторалкильных групп включают группы, характеризующиеся следующей структурой:
где Y обозначает F или CnF2n+1, m равен от 4 до 20, а n равен от 1 до 6. Предпочтительная олигомерная группа или группа перфторалкиленового простого эфира характеризуется структурой:
где А обозначает атом кислорода или химическую связь, такую как CF2, n равен от 1 до 20, предпочтительно от 1 до 6, Y обозначает Н, F, CnH2n+1 или CnF2n+1, b равен, по крайней мере, 1, предпочтительно равен от 2 до 10, m равен от 0 до 50, а p равен от 1 до 20.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности характеризуется формулой Rf-(CH2)p-Z, где Z обозначает:
где R и Rʺ обозначают углеводородный радикал или замещенный углеводородный радикал, включающий вплоть до 200, например, от 1 до 30 и от 6 до 20 атомов углерода, R также может включать упомянутые выше перфторалкильные группы, при этом R' обозначает Н, металл, такой как калий или натрий, или амин, или алифатический радикал, например, алкил, включая замещенный алкил, содержащий от 1 до 50 атомов углерода, предпочтительно низший алкил, включающий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил, или арил, включая замещенный арил, содержащий от 6 до 50 атомов углерода.
Если агент для модификации поверхности содержит производное органической фосфорсодержащей кислоты, без ссылки на какую-либо теорию полагают, что при закачке указанного агента в пласт атом кремния кремнистого подземного пласта вступает в ковалентное взаимодействие с якорным фрагментом в составе агента для модификации поверхности, при этом образуется ковалентная мостиковая связь Si-O-P. Полагают, что мостиковые связи образуются в результате конденсации гидроксильных групп на поверхности пласта с группами Р-ОН. Таким образом, пример связывания якорного фрагмента с поверхностью субстрата пласта можно представить как -O-P-O-Si-. Соответственно, гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности присоединяется к кремнистому пласту через промежуточную связь -O-P-O. Якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности, соответственно, образует ковалентную связь с гидроксильной реакционноспособной группой на поверхности кремнистого пласта. Полагают, что происходит образование комплекса между фосфорильным атомом кислорода и атомом X на поверхности.
Полагают, что при закачке указанного агента в пласт, содержащий оксид металла, якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности, включающий производное органической фосфорсодержащей кислоты, вступает в ковалентное взаимодействие с атомом металла («М») в составе оксида металла на поверхности подземного пласта, при этом образуется ковалентная мостиковая связь М-О-Р. Полагают, что мостиковые связи образуются в результате конденсации гидроксильных групп на поверхности пласта с группами Р-ОН. Таким образом, пример связывания якорного фрагмента с поверхностью субстрата пласта можно представить как -O-P-O-M-. Соответственно, гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности присоединяется к пласту, содержащему оксид металла, через промежуточную связь -O-P-O. Якорный фрагмент агента для модификации поверхности, соответственно, образует ковалентную связь с реакционноспособной группой оксида на поверхности пласта. Полагают, что происходит образование комплекса между фосфорильным атомом кислорода и атомом металла на поверхности.
На фиг. 1 приведена схема образования тридентатных фосфонатных поверхностных соединений при координации и конденсации на поверхности пласта, при этом X обозначает -Si (кремнистого пласта) или -М (пласта, содержащего оксид металла).
Описанные в данном контексте агенты для модификации поверхности являются эффективными агентами для снижения потерь давления на трение флюида внутри углеводородсодержащего эксплуатируемого резервуара-коллектора. Потери давления на трение могут наблюдаться в турбулентном потоке флюидов внутри скважины. Агенты для модификации поверхности, описанные в данном контексте, при связывании с поверхностью субстрата уменьшают угол скольжения между флюидом и субстратом в скважине. Уменьшение угла скольжения может происходить между углеводородами и субстратом, обработанным агентом для модификации поверхности. Кроме того, уменьшение угла скольжения может наблюдаться между водой (водной фазой) и субстратом, обработанным агентом для модификации поверхности. Улучшение потока флюида наблюдается в обеих фазах, как в углеводородной, так и в водной фазах.
В связи с этим, снижение потерь давления на трение в скважине обусловлено связыванием агента для модификации поверхности с поверхностью субстрата. Таким образом, модификация поверхности субстрата снижает потери давления на трение и обеспечивает улучшенный поток углеводорода (или водной фазы) из скважины. Таким образом, при использовании агентов для модификации поверхности повышается продуктивность нефтегазоносной эксплуатируемой скважины.
Агенты для модификации поверхности, описанные в данном контексте, имеют первостепенное значение для снижения потерь давления на трение при извлечении добытых углеводородов из нефтегазоносного эксплуатируемого резервуара-коллектора.
Кроме того, уменьшение угла скольжения представляет преимущество в плане повышении степени извлечения воды при увеличении эффективности извлечения возвратной воды из скважины после возвращения флюида для гидроразрыва пласта на поверхность.
Использованный в данном контексте термин «угол скольжения» (также называемый углом наклона) является мерой боковой адгезии капли к поверхности субстрата. В связи с этим, угол скольжения флюида на субстрате, содержащем присоединенный агент для модификации поверхности, меньше угла скольжения того же флюида на (том же) субстрате («исходном немодифицированном субстрате»), не содержащем присоединенный агент для модификации поверхности. Если агент для модификации поверхности присоединен только к части субстрата, угол скольжения капли флюида на части субстрата, содержащей присоединенный агент для модификации поверхности, меньше угла скольжения того же флюида на субстрате, не содержащем присоединенный агент для модификации поверхности.
В связи с этим, снижение потерь давления на трение при добыче углеводородов из скважины измеряют по уменьшению угла скольжения флюида по поверхности пласта. Снижение силы адгезионного сцепления приводит к снижению трения между жидкостью и твердой поверхностью, обеспечивая более плавное течение флюида при заданном давлении. Уменьшение угла скольжения ускоряет поток флюида из скважины за счет уменьшения количества флюида, захваченного в пласте.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения угол скольжения флюида по поверхности субстрата, обработанной агентом для модификации поверхности, равен 60° или менее, в некоторых случаях равен 20° или менее, в других случаях равен 10° или менее, а в некоторых других случаях равен 5° или менее. В одном примере регистрировали угол скольжения углеводородов менее 10°. В другом примере наблюдали снижение боковой адгезии флюида по снижению угла скольжения от 80° (необработанный субстрат) до 40° (обработанный субстрат).
Уменьшение угла скольжения не зависит от краевого угла смачивания. Краевым углом смачивания называют угол между каплей жидкости и поверхностью субстрата. Высокий краевой угол смачивания снижает нормальную адгезию капли жидкости к твердой поверхности за счет уменьшения области контактирования жидкость-твердое вещество.
Краевой угол смачивания является мерой гидрофобности. Как правило, жидкость считается «смачивающей» или гидрофильной, если краевой угол смачивания менее 90°, и «несмачивающей» или гидрофобной, если краевой угол смачивания более 90°. Поверхность, краевой угол смачивания водой которой более 150°, обычно называют «ультра-гидрофобной», характеризующейся водоотталкивающими свойствами. Супергидрофобная поверхность может характеризоваться гистерезисом краевого угла смачивания менее 10°, в некоторых случаях менее 5°. Если краевой угол смачивания менее 90°, тенденция к смачиванию субстрата с модифицированной поверхностью может увеличиваться, если субстрат имеет шероховатую поверхность, а не гладкую поверхность. Если краевой угол смачивания более 90°, водоотталкивающая способность субстрата повышается, если субстрат имеет шероховатую поверхность.
В связи с тем, что гидрофобность предотвращает формирование блоков воды на поверхности субстрата, краевой угол смачивания определяет капиллярное давление в субстрате. В то время как краевой угол смачивания характеризует статические условия, угол скольжения характеризует движение флюида в скважине. Между краевым углом смачивания и углом скольжения отсутствует взаимосвязь. Таким образом, краевой угол смачивания нельзя определить по углу скольжения. Снижение потерь давления на трение наблюдается, если снижается угол скольжения, а краевой угол смачивания равен 20° или менее. Кроме того, снижение потерь давления на трение наблюдается, если снижается угол скольжения, и краевой угол смачивания равен 120° или более. Например, эффективное снижение потерь давления на трение агентами для модификации 1поверхности на поверхностях субстрата наблюдается, если флюиды характеризуются краевым углом смачивания менее 20° и углом скольжения менее 20°, а также краевым углом смачивания более 120° и углом скольжения менее 20°.
Агент для модификации поверхности можно закачивать в пласт в качестве компонента флюида для обработки скважины. Флюид для обработки скважины можно закачивать в пласт в любое время при проведении операции по обработке скважины. В одном варианте осуществления настоящего изобретения флюидом для обработки скважины является флюид для гидроразрыва, флюид для гидроразрыва без расклинивающих агентов, флюид для кислотной обработки и т.п.
Концентрация агента для модификации поверхности в составе флюида для обработки скважины, как правило, составляет от приблизительно 0,01 об. % до 100 об. %, или более типично от приблизительно 0,1 об. % до приблизительно 20 об. %.
Агент для модификации поверхности можно растворять или диспергировать в разбавителе, при этом получают раствор. Пригодные разбавители включают спирты, такие как метанол, этанол или пропанол, алифатические углеводороды, такие как гексан, изооктан и декан, простые эфиры, например, тетрагидрофуран, а также простые диалкиловые эфиры, такие как диэтиловый эфир. Разбавители для фторированных соединений включают перфорированные соединения, такие как перфорированный тетрагидрофуран.
Агенты для модификации поверхности, описанные в данном контексте, могут изменять поверхностную энергию обрабатываемого пласта.
Присоединение якорного фрагмента в составе агента для модификации поверхности к пласту препятствует выкрашиванию мелкозернистых частиц. Миграция мелкозернистых частиц в области добычи из пласта сводится к минимуму, а также сводится к минимуму или стабилизируется образование мелкозернистых частиц in-situ.
Гидрофобная природа хвоста, кроме того, изменяет смачиваемость поверхности пласта. Самоорганизация гидрофобного монослоя, ковалентно присоединенного к поверхности пласта, снижает водонасыщение на поверхности пласта и повышает эффективность извлечения воды с поверхности пласта.
Твердые частицы слабо уплотненного, полу-уплотненного или рыхлого пласта можно дополнительно уплотнить при использовании агентов для модификации поверхности, описанных в данном контексте. Взаимодействие якорного фрагмента в составе агента для обработки с поверхностью пласта предотвращает или сводит к минимуму приток флюидов в пласт.
Агент для модификации поверхности при закачивании в пласт может проникать в поровые пространства пласта. Многочисленные взаимодействия молекул агента для модификации поверхности с пластовыми твердыми частицами вызывают агрегацию или агломерацию пластовых твердых частиц. Кроме того, полагают, что реакционная способность агента для модификации поверхности с поверхностями пласта или участками поверхностей пласта вызывает агрегацию или агломерацию гидрофобных хвостов в участках, ближайших к поверхности пласта. Применение агентов для модификации поверхности в качестве средств для уплотнения пластовых твердых частиц является, прежде всего, эффективным при обработке сланцевых пластов.
Уплотнение дополнительно обеспечивает стабильность пласта, так как агрегированные твердые частицы обеспечивают обратный поток флюида через закаченные флюиды без выноса пластовых твердых частиц с потоком обратно на поверхность. Указанное явление можно объяснить присоединением якорного фрагмента в составе агента для модификации поверхности к поверхности пласта, а также расположением хвоста в составе агента для обработки, обеспечивающим ограниченное время контактирования флюида с поверхностью пласта.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения при использовании агента для модификации поверхности можно снизить набухание, диспергирование, измельчение, миграцию и разрушение другого типа или удерживание глины в нефтеносных и газоносных эксплуатируемых пластах, при этом добыча природного флюида может приводить к вытеснению мелкозернистых частиц в фильтрующие каналы. Степень набухания, а также миграции глинистых частиц в большинстве случаев повышается, если структура пластовых глин нарушается чужеродными веществами, такими как флюиды на водной основе для обработки скважины. Аналогично образованию мелкозернистых частиц, набухание и миграция пластовых глин представляет проблему при интенсификации и заканчивании скважины, например, из-за увеличения суммарного объема флюидов для обработки. Например, в присутствии флюидов для обработки скважины глины в большинстве случаев расширяются, и их структура нарушается, при этом глины переходят в рыхлое состояние, и образуются частицы, которые мигрируют в ствол скважины. Присутствие гидрофобного хвоста в составе агента для модификации поверхности предотвращает или подавляет набухание и миграцию частиц пластовой глины. Таким образом, при закупоривании пластовых капилляров с помощью агента для модификации поверхности, описанного в данном контексте, можно снизить или предотвратить набухание и миграцию пластовой глины. При этом потеря проницаемости пласта сводится к минимуму, что приводит лишь к незначительному снижению скорости потока углеводородов, или такое снижение отсутствует.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют для обработки сланцевого пласта или обогащенного глиной пласта, чтобы обеспечить покрытие поверхности пласта, снижающее абсорбцию воды или включение воды, а также чтобы снизить набухание.
Присутствие гидрофобного хвоста в составе агента для модификации поверхности затрудняет проникновение воды в водонасыщенные зоны эксплуатируемого пласта без снижения относительной проницаемости нефти или газа. В связи с тем, что относительная проницаемость зависит от структуры и размера пор, смачиваемости поверхности пласта и капиллярного давления воды в пласте, в некоторых случаях, например, когда пласт содержит поры большого размера, водопроницаемость и нефтепроницаемость можно повысить. При наличии поверхностей с малым размером пор гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности, присоединенный не напрямую к неорганической поверхности пласта через якорный фрагмент, в некоторой степени не изменяет нефтепроницаемость. Например, такое действие, является, прежде всего, эффективным в нефтенасыщенных пластах песчаника, и при этом наблюдается способность к снижению водопроницаемости в основном в водонасыщенных зонах.
Агенты для модификации поверхности, описанные в данном контексте, также можно использовать при обработке обогащенных газом или ретроградных газоконденсатных резервуаров-коллекторов, и в связи с этим указанные агенты имеют значение для ретроградных газоносных месторождений благодаря повышению добычи конденсата. В указанных резервуарах-коллекторах тяжелая концевая фракция газов может осаждаться в жидкой форме из газового раствора при снижении пластового давления в скважине ниже температуры конденсации газа. Когда насыщение сконденсированной жидкости превышает предельное значение насыщения конденсата, она стекает вниз под действием силы тяжести. В случае ретроградных газов, жидкости не могут повторно абсорбироваться в газовую фазу, даже при повышении давления за счет снижения скорости. При закачивании в скважину флюида для обработки скважины, содержащего агент для модификации поверхности, описанный в данном контексте, для добычи ретроградного газа можно поддерживать проницаемость пласта и при этом сводить к минимуму выпадение конденсата. Указанное свойство в свою очередь сводит к минимуму возможность образования эмульсии осажденных углеводородов и воды, поступающей из флюида на водной основе для обработки скважины. Таким образом, можно поддерживать давление ниже температуры конденсации углеводородов. При повышении проницаемости жидких углеводородов через пласт можно свести к минимуму потери жидких легких конденсатов, и в связи с этим можно легко вытеснять жидкие легкие конденсаты.
Агенты для модификации поверхности, описанные в данном контексте, также можно использовать для повышения эффективности извлечения воды. Присутствие гидрофобного хвоста в составе агента для модификации поверхности обеспечивает повышенное извлечение возвратной воды из скважины после возвращения флюида для гидроразрыва на поверхность. В некоторых случаях содержание возвратной воды может составлять лишь 25%, в то время как в ряде других случаях содержание возвратной воды может составлять вплоть до 75% в расчете на объем флюида, который был закачан в скважину. Указанное применение, прежде всего, пригодно в сланцевых трещинах, характеризующихся комплексом узких трещин с ограниченной проходимостью, где значения степени извлечения флюида, как правило, находятся в низком диапазоне (30% или менее). Указанное недостаточно высокое извлечение в большинстве случаев можно объяснить повреждением пласта (из-за остатков полимерных гелей и высокого капиллярного давления), приводящим к сниженной добыче газа/нефти. В связи с этим, описанные в настоящем изобретении способы, которые обеспечивают повышенное извлечение воды из пласта сланцевого типа, можно интерпретировать как снижающие повреждение пласта и, следовательно, повышающие продуктивность скважины. Например, при проведении стандартных операций по гидроразрыву сланцевого пласта месторождения Marcellus в скважину можно закачивать от 20000 до 150000 баррелей флюида для гидроразрыва в зависимости от числа этапов закачивания.
Гидрофобная природа агента для модификации поверхности может, кроме того, обеспечивать контроль конденсации воды в порах зоны скважины, расположенной вблизи ствола скважины проницаемого пласта. В большинстве случаев жидкая зона, образовавшаяся при конденсации углеводородов в газоносном резервуаре-коллекторе вблизи ствола скважины, препятствует прохождению газового потока, снижая продуктивность скважины при формировании зон «водяного барьера» или «водяного вала». В присутствии агента для модификации поверхности можно снизить конденсацию воды в порах зоны скважины, расположенной вблизи ствола скважины проницаемого пласта. Подавляя образование водяного вала за счет присутствия гидрофобного хвоста в составе агента для модификации поверхности, можно контролировать перемещение флюидов и приток воды через поры зоны скважины, расположенной вблизи ствола скважины пласта
В одном варианте осуществления настоящего изобретения флюидом для обработки скважины является компонент флюида для гидроразрыва, флюида для гидроразрыва без расклинивающих агентов, флюида для кислотной обработки и т.п. При использовании в составе флюида на водной основе для гидроразрыва пласта, агент для модификации поверхности предпочтительно диспергируют во флюиде.
Агент для модификации поверхности, кроме того, можно использовать для повышения продуктивности нагнетательных скважин в ходе операции по заводнению. Промысловая вода или буровая вода, закаченные через одну или более нагнетательных скважин в пласт, вытесняют нефть из пласта и повышают эффективность добычи углеводородов. В одном варианте осуществления настоящего изобретения одну или более нагнетательных скважин можно размещать на расстоянии друг от друга и пробуривать таким образом, чтобы обеспечить закачивание флюида, содержащего агент для модификации поверхности, в направлении одной или более эксплуатируемых скважин, а также в углеводородсодержащий пласт. Присутствие гидрофобного хвоста в составе агента для модификации поверхности повышает степень направленности водяного потока в матрице подземного пласта. По мере того как флюид закачивают в пласт, агент для модификации поверхности в составе флюида для обработки скважины способствует перемещению воды через пласт в обратном направлении. При этом углеводороды вытесняют в направлении эксплуатируемой скважины или скважин. Затем углеводороды извлекают из эксплуатируемой скважины на поверхность.
Агент для модификации поверхности, описанный в данном контексте, кроме того, можно использовать для обработки пластов нефтеносных песчаников. Стандартную добычу углеводородов из отложений тяжелой нефти в нефтеносном песчанике обычно осуществляют при закачивании пара, который вызывает набухание сырой нефти и снижает ее вязкость, переводя нефть в состояние, когда ее можно вытеснить в направлении эксплуатируемых скважин. Тяжелая нефть неподвижна при температурах в резервуаре-коллекторе и, в связи с этим, нефть, как правило, нагревают, чтобы снизить ее вязкость и обеспечить подвижность нефтяного потока. Агент для модификации поверхности повышает скорость нефтяного потока и, таким образом, эффективность добычи нефти из нефтеносного песчаника, сводя к минимуму поступление потока воды в отложения. Гидрофобность агента для модификации поверхности, кроме того, сводит к минимуму отрицательное влияние пара при добыче нефти из отложений нефтеносных песчаников.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности используют в процессе кислотной обработки для повышения проникновения кислоты в пласт. В связи с тем, что гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности расположен либо на поверхности пласта, либо вблизи нее, реакция кислоты с поверхностью пласта замедляется. Следовательно, реакционноспособная кислота может проникать в пласт в областях, более удаленных от участка закачивания флюида для обработки. Таким образом, можно обеспечить более глубокое проникновение кислоты в скважину.
Кроме того, агент для модификации поверхности можно использовать для прекращения поступления воды в пласт. В этом отношении агент для модификации поверхности, прежде всего, находит применение при обработке материнской породы пластов, включающих более тонко раздробленные частицы между более крупными частицами горных пород или включающих более тонко раздробленные частицы, в которые внедрены более крупные частицы. Гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности снижает приток воды в материнскую породу пластов, характеризующуюся низкой проницаемостью. Кроме того, в материнской породе пластов образуется значительное количество воды за счет притока воды в ствол скважины. В течение времени количество или процент промысловой воды может увеличиваться, вызывая соответствующее снижение добычи требуемых углеводородов, что в итоге приводит к неэкономичности дальнейшей добычи углеводородов из скважины. Гидрофобный хвост, присоединенный не напрямую к пласту, блокирует приток воды в пласт или иным образом снижает приток воды. Указанное свойство приводит к повышению объема добычи углеводородов и в конечном итоге повышает количество извлекаемых запасов.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности может выполнять функцию пассивного противобактериального агента, препятствующего росту бактерий, вызванному в основном азотом и/или фосфором, присутствующим в пластовой воде или во флюиде, закаченном в пласт. Гидрофобный хвост агента для модификации поверхности отталкивает флюид от пласта и таким образом снижает время контактирования флюида в пласте. Указанное свойство предотвращает рост аэробных бактерий, анаэробных бактерий и других микроорганизмов.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности можно использовать для пассивного подавления, контроля, предотвращения образования солевых отложений или удаления солевых отложений на пласте или внутри него. Гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности сводит к минимуму или снижает способность таких материалов к сцеплению с пластом. Указанное свойство можно объяснить гидрофобной природой таких неорганических солевых отложений, как соли кальция, бария, магния и т.п., включая отложения сульфата бария, сульфата кальция и карбоната кальция. Кроме того, композитные материалы можно использовать при обработке других неорганических солевых отложений, таких как отложения сульфидов металлов, таких как сульфид цинка, сульфид железа и т.п. В связи с тем, что указанные солевые отложения характеризуются тенденцией закупоривать поровые пространства и снижать пористость и проницаемость пласта, агент для модификации поверхности, описанный в данном контексте, повышает проницаемость пласта.
При нанесении в виде покрытия на субстрат обрабатываемого пласта, объемная природа хвоста в составе агента для модификации поверхности препятствует осаждению или контролирует осаждение органических твердых частиц на субстрате пласта, при этом мелкозернистые частицы возвращаются на поверхность вместе с флюидом. Кроме того, связывание агента для модификации поверхности с пластом сводит к минимуму число участков связывания таких органических твердых частиц. В связи с этим, агенты для модификации поверхности можно использовать для контроля или предотвращения образования отложений органических материалов (таких как парафины и/или асфальтены) в пласте или на нем. Известно, что указанные твердые вещества и частицы оказывают отрицательное влияние на общую эффективность заканчивания скважин и, аналогично ингибиторам солевых отложений, могут осаждаться из промысловой воды и создавать заторы в путях движения флюидов в пласте. Образование и отложение указанных нежелательных загрязнений снижает проницаемость подземного пласта, продуктивность скважины и в некоторых случаях может полностью блокировать колонну обсадных труб.
Агент для модификации поверхности, кроме того, можно вводить в не-углеводородсодержащую эксплуатируемую скважину для удаления минерализованной воды. Указанное применение можно использовать в тех случаях, когда не проводят операции по заводнению скважины. В ходе такой операции можно удалить минерализованную воду при закачивании воды в скважину для сброса минерализованных сточных вод в проницаемую толщу пластов с низким давлением ниже уровня пресной воды.
Связывание агента для модификации поверхности с подземным пластом повышают при проведении первой предварительной обработки пласта. В ходе предварительной обработки в скважину, которая проходит через пласт, сначала закачивают флюид на неводной основе. Затем в скважину закачивают агент для модификации поверхности. После предварительной обработки подземного пласта флюидом на неводной основе повышается доступность участков связывания агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта.
Можно использовать любой неводный растворитель, способный снижать водонасыщение и повышать эффективность извлечения воды с поверхности пласта. Как правило, флюиды на неводной основе содержат не более 18 атомов углерода и могут включать более одного растворителя.
Примеры неводных растворителей включают спирты, такие как первичный, вторичный или третичный C1-C6алканол, такой как метанол, этанол и пропанол, углеводороды, такие как парафиновая нефть, нефть, а также C4-C18углеводород, такой как гексан, изооктан, декан, ксилол, н-пентан, н-гексан и т.п., галогенированные углеводороды, такие как хлорированные или фторированные углеводороды, такие как хлористый метилен, гликоли, такие как этиленгликоль и метилбутилэтиленгликоль, простые C3-C18эфиры, включая простые гетероциклические эфиры, такие как тетрагидрофуран, и простые алкиловые эфиры, такие как монобутиловый эфир, а также простые диалкиловые эфиры, такие как диэтиловый эфир, простые эфиры гликолей, такие как метиловый эфир дипропиленгликоля, перфорированные соединения, такие как перфорированный тетрагидрофуран, а также смеси указанных соединений.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения флюидом на неводной основе являются взаиморастворимые растворители (определенные как любые химически взаиморастворимые растворители в углеводородах и воде), такие как простые эфиры гликолей и монобутиловый эфир этиленгликоля.
Одну или более стадий закачивания в скважину флюидов на неводной основе можно проводить до закачивания агента для модификации поверхности. При использовании более одной стадии закачивания в скважину флюида на неводной основе до закачивания агента для модификации поверхности, на каждой стадии можно закачивать один и тот же флюид на неводной основе или различные флюиды на неводной основе. Так, например, на обеих, первой и второй стадиях в качестве флюида на неводной основе в скважину можно закачивать углеводород, или на первой стадии можно закачивать спирт, а на второй стадии закачивать углеводород. При использовании более двух стадий закачивания в скважину флюидов на неводной основе, до закачивания агента для модификации поверхности, на всех стадиях или более чем на одной стадии можно закачивать один и тот же флюид на неводной основе или на каждой стадии можно закачивать различные флюиды на неводной основе и т.д.
До закачивания флюида на неводной основе в скважину или между проведением различных стадий закачивания флюидов на неводной основе в скважину поверхность пласта можно дополнительно обрабатывать солевым раствором, таким как раствор щелочи, такой как гидроксид натрия или гидроксид калия.
При обработке пласта солевым раствором, до закачивания в скважину агента для модификации поверхности предпочтительно проводят одну или более стадий обработки пласта флюидом на неводной основе.
Таким образом, предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения характеризуются преимуществами по сравнению с предшествующим уровнем техники, и они предназначены для осуществления одного или более объектов настоящего изобретения. Однако в настоящем описании не требуется каждый из компонентов и действий, описанных выше, и настоящее описание никоим образом не ограничивается описанными выше вариантами осуществления или способами проведения операции. Любой один или более из указанных выше компонентов, характеристик и процессов можно применять в любой пригодной конфигурации без включения других таких компонентов, характеристик и процессов. Кроме того, настоящее изобретение включает дополнительные характеристики, возможности, функции, способы, применения и назначения, которые специально не описаны в данном контексте, но представляются очевидными или становятся очевидными на основании настоящего описания, прилагаемых фигур и пунктов формулы изобретения.
Все процентные значения, приведенные ниже в разделе Примеры, даны в массовых процентах (мас. %), если не указано иное. Примеры Пример 1
Керны песчаника месторождения Верия (Berea) диаметром 1,0 дюйм и длиной 1,5 дюйма, характеризующиеся проницаемостью азота 200 миллидарси (мд), продували воздухом и затем насыщали 2% водным раствором хлорида калия (KCl) или парафиновым флюидом Isopar™ фирмы ExxonMobil Chemical Company. Затем керн устанавливали в гидростатический кернодержатель. На выходной участок керна подавали противодавление приблизительно 200 фунтов на кв. дюйм, а эффективное давление на весь цилиндр составляло приблизительно 1000 фунтов на кв.дюйм (имитация давления вышележащих пород). Эффективное давление моделировало внутрискважинное давление пласта. При достижении насыщения KCl через керн пропускали поток парафинового флюида, при этом определяли базовую линию нефтепроницаемости керна, затем пропускали поток раствора KCl, при этом определяли базовую линию водопроницаемости. При достижении насыщения парафиновым флюидом через керн пропускали поток раствора KCl, при этом определяли базовую линию водопроницаемости керна, затем пропускали поток парафинового флюида, при этом определяли базовую линию нефтепроницаемости. Падение давления измеряли по всей длине керна и полученное значение использовали для расчета индивидуальных базовых линий водопроницаемости и нефтепроницаемости.
Затем в керн закачивали пять поровых объемов чистого флюида AL-B, 2% раствора органического фосфоната, включающего углеводородный полимерный гидрофобный хвост, в смеси органических растворителей (коммерческий продукт фирмы Aculon Inc.), и выдерживали для пропитки в течение приблизительно одного часа. После обработки сначала пропускали поток нефти и проводили сравнение нефтепроницаемости сразу после обработки с нефтепроницаемостью до обработки. После нефти пропускали поток воды, определяя водопроницаемость при остаточном нефтенасыщении после обработки, и полученное значение сравнивали с водопроницаемостью непосредственно перед обработкой. При этом фактически измеряли нефтепроницаемость при неснижаемом водонасыщении и водопроницаемость при остаточном нефтенасыщении и затем определяли сохранение проницаемости (в %).
На фиг. 2 показано сохранение проницаемости (в %) после проведения испытаний. Хотя наблюдалось чрезвычайно высокое сохранение водопроницаемости (более 300% и 468%), сохранение нефтепроницаемости незначительно превышало 100% для обоих образцов керна месторождения Верия (Berea). Данные, представленные на фиг. 2, свидетельствуют о том, что обработка керна органическим фосфонатным агентом для обработки, содержащим гидрофобный хвост, обеспечивает повышенную степень возвращения флюидов из скважины. Данные свидетельствуют о том, что органический фосфонатный агент для обработки стабилизирует перемещение мелкозернистых частиц, так как сниженная проницаемость наблюдается при перемещении мелкозернистых частиц. Кроме того, на фиг. 2 видно, что применение органического фосфонатного агента для обработки снижает обратный поток твердых веществ на поверхность за счет увеличения проницаемости. Более того, отсутствие сниженной проницаемости указывает на минимальное набухание глины. Кроме того, возможность быстрого извлечения воды при использовании органического фосфонатного агента для обработки обеспечивает минимальное время пребывания микроорганизмов, солевых отложений, а также органических отложений, таких как асфальтены. Повышение пропускной способности резервуара-коллектора по отношению к углеводородам иллюстрирует повышение объема добычи углеводородов из отложений нефтеносных песков. Кроме того, гидрофобное покрытие пласта органическим фосфонатом позволяет дополнительно подавлять реакционную способность кислоты, при этом обеспечивая более глубокое проникновение кислоты в пласт.
Пример 2
Испытания на проницаемость проводили с использованием искусственного керна, состоящего из гравия размером 20-40 меш, кварцевого песка размером 100 меш и диоксида кремния размером 325 меш. Диоксид кремния размером 325 меш моделировал мелкозернистые частицы в пластах. Искусственный керн диаметром 1,0 дюйм и длиной 2,0 дюйма, характеризующийся проницаемостью по азоту 100 мд, насыщали 2% водным раствором KCl. Затем керн устанавливали в гидростатический кернодержатель. На выходной участок керна подавали противодавление приблизительно 200 фунтов на кв. дюйм, а эффективное давление на весь цилиндр составляло приблизительно 1000 фунтов на кв.дюйм (имитация давления вышележащих пород). Эффективное давление моделировало внутрискважинное давление пласта. Затем через керн пропускали поток парафинового флюида Isopar™, при этом определяли базовую линию нефтепроницаемости керна. При достижении насыщения парафиновым флюидом через керн пропускали поток раствора KCl. Падение давления измеряли по всей длине керна и полученное значение использовали для расчета индивидуальных базовых линий водопроницаемости и нефтепроницаемости.
Затем в керн закачивали пять поровых объемов чистого флюида AL-B и выдерживали для пропитки в течение приблизительно одного часа. После обработки через керн пропускали поток парафинового флюида и измеряли нефтепроницаемость при неснижаемом водонасыщении и затем определяли сохранение проницаемости (в %). После нефти пропускали поток воды, определяя водопроницаемость при остаточном нефтенасыщении после обработки, и полученное значение сравнивали с водопроницаемостью непосредственно перед обработкой. При этом фактически измеряли нефтепроницаемость при неснижаемом водонасыщении и водопроницаемость при остаточном нефтенасыщении и затем определяли сохранение проницаемости (в %).
Данные, представленные на фиг. 3, полученные при отсутствии снижения проницаемости, демонстрируют отсутствие движения мелкозернистых частиц.
Пример 3
Влияние агентов для модификации поверхности на воду и углеводороды определяли для трех субстратов. Каждый из агентов для модификации поверхности включал гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорный фрагмент обеспечивал фиксацию агента для модификации поверхности на поверхности субстрата за счет образования ковалентной связи. В качестве агентов для модификации поверхности использовали агенты H1-F и Aculon-E (включающий 2% раствор агента для обработки, содержащего металл переходной группы (якорный фрагмент), присоединенный к фторированному углеводородному хвосту, в органическом растворителе) и AL-B (включающий 2% раствор органического фосфоната (якорный фрагмент), содержащего полимерный углеводородный гидрофобный хвост, в смеси органических растворителей), причем все агенты представляли собой коммерческие продукты фирмы Aculon Inc. Агенты Aculon-E и AL-B проявляли гидрофобные и олеофобные свойства, в то время как агент H1-F характеризовался только гидрофобными свойствами.
Агент для модификации поверхности распыляли на предметное стекло (характеризующееся более ровной поверхностью по сравнению с природной горной породой), на керн песчаника месторождения Огайо (Ohio) и керн песчаника месторождения Верия (Вегеа), при этом получали покрытие толщиной приблизительно от 1 нм до 10 нм. Для испытаний использовали керны песчаников месторождений Огайо (Ohio) и Верия (Berea) диаметром приблизительно 1,0 дюйм и длиной 1,5 дюйма. Якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности взаимодействовал с оксидами на поверхности субстрата. В результате происходило ковалентное присоединение агента для модификации поверхности к поверхности субстрата. Затем образцы выдерживали в печи при температуре 150°F до полного высушивания образцов, при этом удаляли растворитель. После модификации все поверхности субстрата приобретали гидрофобные свойства. Затем определяли краевой угол смачивания и угол скольжения (или скатывания) и использовали полученное значение в качестве первичного критерия эффективности. Краевой угол смачивания характеризует смачиваемость поверхности, в то время как угол скольжения и гистерезис краевого угла смачивания характеризуют способность флюида скатываться с субстрата.
Предметное стекло. В табл. I приведены значения краевых углов смачивания, полученные при смачивании водой и парафиновым флюидом Isopar-L™ (Isopar-L моделировал нефть). Полученные результаты свидетельствуют о том, что агент AL-B придавал наиболее ярко выраженные олеофобные свойства, при этом каждый из трех агентов для модификации поверхности обеспечивал приблизительно одинаковую степень гидрофобности. При смачивании водой угол скольжения для стекла, обработанного агентом Aculon-E, составил 20°, в то время как для поверхностей, модифицированных агентами H1-F и AL-B, наблюдали более значительный гистерезис краевого угла смачивания водой. Капли флюидов оставались фиксированными на поверхности даже при повороте образца на 90°. Угол скольжения с использованием флюида Isopar-L при использовании H1-F в качестве агента для модификации поверхности составил от 8 до 10°, 30° при использовании AL-B, а при использовании Aculon-E регистрировали незначительное скатывание. В последнем случае наблюдали более значительный гистерезис между наступающим (фронтальная часть капли жидкости) и отступающим (задняя часть) углами смачивания, при этом капля оставалась фиксированной на поверхности модифицированного стекла. Характеристики смачивания, приведенные в табл. I ниже, свидетельствуют о том, что Aculon-E является более эффективным в качестве агента для модификации поверхности для перемещения воды, в то время как агент H1-F более эффективен при использовании в потоке нефти.
Песчаник месторождения Огайо (Ohio). Результаты измерений краевого угла смачивания и угла скольжения для песчаника месторождения Огайо (Ohio) приведены в табл. II ниже.
При использовании агентов Aculon-E, H1-F и AL-B краевой угол смачивания составил 147°, а поверхностная энергия - 1,67 мДж/м. Однако наблюдался гистерезис между наступающим и отступающим углами в диапазоне от 20 до 40°, при этом наблюдался эффект фиксации и удерживание капли воды, даже при повороте образца на 90°. Результаты исследований адсорбции также показали, что при обработке песчаника вода не проходила через породу. Через 30 мин капля воды все еще оставалась на поверхности модифицированного песчаника, в то время как через контрольный образец песчаника месторождения Огайо (Ohio) вода проходила мгновенно. При использовании Aculon-E в качестве агента для модификации поверхности краевой угол смачивания при смачивании поверхности горной породы водой составил 153°. Регистрировали чрезвычайно низкую поверхностную энергию. В этом случае взаимодействие между подложкой и водой было более слабым по сравнению с взаимодействием между наконечником дозатора и водой. Капля должна быть достаточно большой, чтобы ее вес позволял извлечь ее из наконечника дозатора. В этом случае регистрировали угол скольжения 17-20°. При расположении образца в горизонтальном положении вода более легко стекала с поверхности горной породы при увеличении размера капли. Вода не адсорбировалась на поверхности горной породы.
Олеофобные свойства поверхности, обработанной агентом для модификации поверхности, определяли при использовании флюида Isopar-L. При использовании H1-F в качестве агента для модификации поверхности прохождение Isopar-L через поверхность регистрировали мгновенно. Краевой угол смачивания песчаника, обработанного AL-B, составил 60°. Более медленную адсорбцию через керн песчаника регистрировали в случае H1-F, но при этом наблюдали чрезвычайно высокую проницаемость флюида Isopar-L через керн. Поверхностные свойства модифицированных песчаников представлены в табл. II. (Поверхностная энергия и работа адгезии указывают на легкое удаление капли флюида в перпендикулярном направлении к поверхности, в то время как угол скольжения указывает на простоту перемещения флюида в тангенциальном направлении к поверхности и характеризует движение флюида через пористые среды.) Данные приводят к аналогичным выводам, полученным при исследовании модифицированных предметных стекол, т.е. наблюдается более легкое перемещение воды при использовании Aculon-E в качестве агента для модификации поверхности, в то время как агент H1-F обеспечивает улучшенный поток углеводородов (за счет низкой поверхностной энергии). Можно предположить, что снижение шероховатости поверхностей вносит вклад в снижение потерь давления на трение и улучшение потока углеводорода.
Песчаник месторождения Верия (Вегеа). Песчаник месторождения Верия (Berea) характеризовался гидрофобными свойствами, аналогичными полученным для песчаника месторождения Огайо (Ohio). При использовании флюида Isopar-L краевой угол смачивания определить невозможно. Абсорбция нефти происходила слишком быстро. Абсорбция агента AL-B происходила незначительно медленнее по сравнению с абсорбцией агента H1-F. Результаты измерений гидрофобных свойств и поверхностной энергии представлены в табл. IV, где показано, что поверхности, модифицированные агентами А1-В и H1-F, характеризуются низкой поверхностной энергией.
Как показано в табл. I, II, III и IV, модификация поверхностей субстрата описанными агентами для модификации поверхности обеспечивает улучшенный поток добываемых углеводородов.
Пример 4
Испытание на долговечность проводили с использованием предметных стекол и модифицированных предметных стекол, которые выдерживали в солевом растворе (2% KCl, 11,6 фунтов/галлон CaCl2 19,2 фунтов/галлон ZnBr2, 12,5 фунтов/галлон NaBr, 13 фунтов/галлон CaBr2/CaCl2) в течение пяти месяцев, и песчаника, который выдерживали в промысловой воде в течение одного месяца. Для определения гладкости поверхностей использовали атомно-силовую микроскопию (АСМ). Несколько предметных стекол выдерживали в том же самом флюиде и каждый месяц извлекали одно стекло для анализа. Извлеченное стекло промывали деионизированной водой и сушили, затем исследовали его гидрофобные свойства. Поверхности, модифицированные агентами H1-F и Aculon-E, характеризовались достаточно высокой стабильностью при выдерживании в солевом растворе в течение пяти месяцев. В случае AL-B в течение времени наблюдали уменьшение краевого угла смачивания. Через пять месяцев угол скольжения для субстрата, модифицированного агентом H1-F, уменьшался до 4°.
Способы, которые описаны выше или заявлены в формуле изобретения, а также любые другие способы, которые могут быть включены в объем прилагаемых пунктов формулы изобретения, можно осуществлять в любом пригодном и требуемом порядке, и они не ограничиваются любой последовательностью, описанной в данном контексте или перечисленной в прилагаемых пунктах формулы изобретения. Кроме того, в способах по настоящему изобретению не обязательно требуется применение конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, указанных и описанных в данном контексте, и их можно в равной степени применять с любой другой пригодной структурой, формой и конфигурацией компонентов.
Пример 5
Сначала определяли эффективный способ нанесения самоорганизующихся монослоев агента для модификации поверхности на поверхность оксида. Агент для модификации поверхности включает гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорный фрагмент обеспечивает присоединение агента для модификации поверхности к поверхности субстрата за счет образования ковалентной связи. Агент для модификации поверхности характеризуется гидрофобными свойствами и выпускается фирмой Aculon Inc. под торговым названием H1-F (включающий 2% раствор агента для обработки, содержащего переходный металл (якорный фрагмент), присоединенный к фторированному углеводородному хвосту, в органическом растворителе). В первом испытании (испытание А) сухое чистое предметное стекло напрямую модифицировали за счет образования монослоя при распылении агента H1-F на поверхность предметного стекла. При проведении второго испытания (испытание Б) на поверхность предметного стекла наносили тонкую пленку воды. Затем на покрытие наносили агент H1-F. В третьем испытании (испытание В) на поверхность предметного стекла наносили тонкую пленку парафинового флюида Isopar-L™, выпускаемого фирмой ExxonMobil Chemical Company. Isopar-L моделировал смачиваемые нефтью резервуары-коллекторы. Затем на поверхность предметного стекла наносили агент H1-F.
После нанесения нанопокрытия каждый из образцов выдерживали в течение приблизительно 5 мин, чтобы обеспечить протекание реакции на поверхностях. Затем поверхность высушивали и на поверхность помещали каплю воды. Если капля растекалась по поверхности, качество связывания оценивали как неприемлемое. Если образец проявлял гидрофобные свойства, то покрытие рассматривали как эффективное. При проведении испытания А наблюдалась гидрофобность, в то время как в ходе испытания Б и испытания В гидрофобность не наблюдалась. Полученные данные свидетельствовали о неудовлетворительной модификации предметных стекол и об отсутствии повышения способности агента для модификации поверхности к адгезии на поверхности.
Затем испытание Б повторяли и предметное стекло выдерживали на воздухе в течение некоторого периода времени, чтобы обеспечить полное испарение жидкости. Затем на предметное стекло наносили HF-1 и отмечали, что поверхность модифицированного стекла проявляет гидрофобные свойства. При проведении испытания В взаимодействия смачиваемой нефтью поверхности не наблюдалось. Полученные данные свидетельствовали о чрезвычайно низкой эффективности монослоя при контактировании поверхности обрабатываемой горной породы с нефтью или со значительным количеством воды. Полученные данные, кроме того, свидетельствовали о том, что для улучшения доступа агента для модификации поверхности к участку связывания горной породы поверхность обрабатываемой горной породы необходимо высушивать и очищать от органического материала, а также от других примесей.
Пример 6
Использовали два образца керна песчаника месторождения Верия (Berea) диаметром 1,0 дюйм и длиной 1,5 дюйма. Первый образец керна характеризовался проницаемостью по азоту 804 мд, а проницаемость по азоту через второй образец керна составляла 773 мд. Пористость обоих образцов керна составляла приблизительно 20%. Оба образца керна продували воздухом и затем насыщали 2% водным раствором KCl или парафиновым флюидом Isopar™. Затем образцы керна устанавливали в гидростатический кернодержатель. На выходной участок керна подавали противодавление приблизительно 200 фунтов на кв. дюйм, а эффективное давление на весь цилиндр составляло приблизительно 1000 фунтов на кв.дюйм (имитация давления вышележащих пород). Эффективное давление моделировало внутрискважинное давление пласта.
Первый образец керна не подвергали предварительной промывке, а насыщали нефтью. Исходную нефтепроницаемость и водопроницаемость определяли в направлении добычи. Сначала определяли водопроницаемость при остаточном нефтенасыщении, пропуская через керн поток воды до стабилизации перепада давления. Затем через керн пропускали поток нефти и определяли нефтепроницаемость, пока водонасыщение не достигало неснижаемого значения при постоянном перепаде давления. Затем керн обрабатывали в направлении закачивания агентом для модификации поверхности, проявляющим гидрофобные и олеофобные свойства, выпускаемым фирмой Aculon Inc. под торговым названием Aculon-E (включающим 2% раствор агента для обработки, содержащего переходный металл (якорный фрагмент), присоединенный к фторированному углеводородному хвосту, в органическом растворителе). И наконец, повторно определяли водопроницаемость и нефтепроницаемость в направлении добычи. Оба цикла определения водопроницаемости и нефтепроницаемости повторяли. Затем рассчитывали сохранение проницаемости (в %).
Второй образец керна предварительно промывали при насыщении его 2% раствором KCl. Исходную нефтепроницаемость и водопроницаемость определяли в направлении добычи. Сначала определяли водопроницаемость при остаточном нефтенасыщении, пропуская через керн поток воды до стабилизации перепада давления. Затем через керн пропускали поток нефти, пока водонасыщение не достигало неснижаемого значения при постоянном перепаде давления. Затем определяли нефтепроницаемость и в керн закачивали 10 поровых объемов метанола в качестве потока для предварительной промывки. Затем образец обрабатывали агентом Aculon-E в направлении закачивания и повторно определяли водопроницаемость и нефтепроницаемость в направлении добычи. Оба цикла определения водопроницаемости и нефтепроницаемости повторяли. Затем рассчитывали сохранение проницаемости (в %).
На фиг.4 представлены результаты определения сохранения проницаемости. Как указано, сохранение водопроницаемости повышается от 106% для первого образца керна (без предварительной промывки) до 548% для второго образца керна (с предварительной промывкой). Полученный результат свидетельствует о более высокой эффективности связывания агента для модификации поверхности в случае предварительной промывки керна. Сохранение нефтепроницаемости в основном не зависит от использования или отсутствия предварительной промывки.
Несмотря на то, что показаны и описаны примеры осуществления настоящего изобретения, заявитель(и) настоящего изобретения считает, что возможно множество вариантов, модификаций и/или изменений системы, устройства и способов по настоящему изобретению, например, компонентов, деталей конструкции и операции, расположения частей и/или последовательность способов осуществления, которые не выходят за пределы объема прилагаемых пунктов формулы изобретения, и их может осуществлять и использовать специалист в данной области техники, не отступая от сущности и принципов настоящего изобретения, а также не выходя за пределы объема прилагаемых пунктов формулы изобретения. В связи с этим, весь предмет, представленный в настоящем описании или показанный на прилагаемых фигурах, следует интерпретировать как иллюстративный, и объем настоящего изобретения, а также прилагаемых пунктов формулы изобретения не ограничивается вариантами, описанными и показанными в настоящем описании.
Claims (79)
1. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла (М) подземного пласта, через который проходит скважина, включающий:
(а) закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачен в скважину,
(б) связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и
(в) расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.
2. Способ по п. 1, где стадия (б) включает связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта при образовании (i) ковалентной связи O-P-O-Si между якорным фрагментом и кремнистым пластом, или (ii) ковалентной связи О-Р-О-М между якорным фрагментом и пластом, содержащим оксид металла.
3. Способ по п. 2, где подземным пластом является кремнистый пласт, причем указанный способ, кроме того, включает связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта при образовании ковалентной связи O-P-O-Si между якорным фрагментом и кремнистым пластом.
4. Способ по п. 2, где подземным пластом является пласт, содержащий оксид металла, причем указанный способ, кроме того, включает связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта при образовании ковалентной связи О-Р-О-М между якорным фрагментом и пластом, содержащим оксид металла.
5. Способ по п. 1, где якорным фрагментом является производное фосфорной кислоты, фосфоновой кислоты или фосфиновой кислоты.
6. Способ по п. 1, где производным органической фосфорсодержащей кислоты является по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей:
(а) производное фосфорной кислоты, характеризующееся структурой (RO)x-P(O)-(OR')y,
(б) производное фосфоновой кислоты, характеризующееся структурой
(в) производное фосфиновой кислоты, характеризующееся структурой
где R и R'' каждый независимо обозначает радикал, включающий в целом от 1 до 30 атомов углерода, необязательно замещенный перфторированной алкильной группой или группой перфторированного алкиленового простого эфира,
R' обозначает Н, металл или низший алкил, включающий от 1 до 4 атомов углерода,
х равен от 1 до 2, у равен от 1 до 2, х+у равно 3,
а равен 0-1,
b равен 1,
с равен 1-2,
a+b+с равно 3,
d равен 0-2,
е равен 0-2,
f равен 1, и
d+e+f равно 3.
7. Способ по п. 6, где R и/или R'' обозначает незамещенную или замещенную С2-С20алифатическую группу, арильную или арил-замещенную группу.
8. Способ по п. 7, где R" обозначает алифатический или ароматический заместитель, замещенный фторгруппой или перфторгруппой.
9. Способ по п. 1, где агент для модификации поверхности характеризуется формулой
Rf-(CH2)p-Z,
где Rf обозначает перфторированную алкильную группу или группу перфторированного алкиленового простого эфира,
р равен от 2 до 4, и
Z выбирают из группы, включающей
где R и R'' каждый независимо обозначает радикал, включающий в целом от 1 до 30 атомов углерода, необязательно замещенный перфторированной алкильной группой или группой перфторированного алкиленового простого эфира,
R' обозначает Н, металл или низший алкил, включающий от 1 до 4 атомов углерода,
10. Способ по п. 9, где группа перфторалкиленового простого эфира Rf характеризуется структурой
где А обозначает атом кислорода или химическую связь, n равен от 1 до 20, Y обозначает Н, F, CnH2n+1 или CnF2n+1, b равен по крайней мере 1, m равен от 0 до 50, р равен от 1 до 20, и X обозначает Н, F или кислотную группу или производное кислоты.
11. Способ по п. 6, где перфторированная алкильная группа или группа перфторированного алкиленового простого эфира включает перфторалкильную группу, характеризующуюся структурой: F(CFY-CF2)m или CnF2n+1, где Y обозначает F или CnF2n+1, m равен от 4 до 20, и n равен от 1 до 6.
12. Способ по п. 1, где агент для модификации поверхности выбирают из группы, включающей CF3(CnF2n)СН2СН2РО3Н2, где n равен от 3 до 5, и CF3(CF2)xO(CF2CF2)y-CH2CH2-PO3H2, где х равен от 0 до 7 и у равен от 1 до 20.
13. Способ по п. 9, где R или R' содержит концевые функциональные группы или функциональные группы в омега-положении.
14. Способ по п. 13, где концевую функциональную группу или функциональную группу, расположенную в омега-положении, выбирают из группы, включающей карбоксильную группу, гидроксильную группу, аминогруппу, иминогруппу, амидогруппу, тиогруппу, цианогруппу, сульфонат, карбонат, фосфоновую кислоту или их смесь.
15. Способ по п. 1, где агентом для модификации поверхности является производное органической фосфорсодержащей кислоты, выбранной из группы, включающей амино-трис-метиленфосфоновую кислоту, аминобензилфосфоновую кислоту, 3-аминопропилфосфоновую кислоту, О-аминофенилфосфоновую кислоту, 4-метоксифенилфосфоновую кислоту, аминофенилфосфоновую кислоту, аминофосфономасляную кислоту, аминопропилфосфоновую кислоту, бензгидрилфосфоновую кислоту, бензилфосфоновую кислоту, бутилфосфоновую кислоту, карбоксиэтилфосфоновую кислоту, дифенилфосфиновую кислоту, додецилфосфоновую кислоту, этилидендифосфоновую кислоту, гептадецилфосфоновую кислоту, метилбензилфосфоновую кислоту, нафтилметилфосфоновую кислоту, октадецилфосфоновую кислоту, октилфосфоновую кислоту, пентилфосфоновую кислоту, фенилфосфиновую кислоту, фенилфосфоновую кислоту, бис-(перфторгептил)фосфиновую кислоту, перфторгексилфосфоновую кислоту, стиролфосфоновую кислоту и додецил-бис-1,12-фосфоновую кислоту.
16. Способ по п. 1, где подземным пластом является карбонатный пласт или пласт песчаника.
17. Способ по п. 2, где пласт, содержащий оксид металла, включает алюминий и, кроме того, М в составе ковалентно связанной группы O-P-O-Si-M обозначает алюминий.
18. Способ по п. 1, где по крайней мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение:
(а) агент для модификации поверхности изменяет поверхностную энергию пласта,
(б) агент для модификации поверхности стабилизирует мелкозернистые частицы в подземном пласте,
(в) скважиной является эксплуатируемая скважина, и агент для модификации поверхности снижает количество пластовых твердых веществ, переносимых потоком обратно с поверхности подземного пласта в эксплуатируемую скважину,
(г) агент для модификации поверхности представляет собой пассивный противобактериальный агент и сводит к минимуму или предотвращает удерживание воды на поверхности подземного пласта,
(д) агент для модификации поверхности пассивно подавляет или контролирует осаждение солевых отложений на подземном пласте или внутри него,
(е) агент для модификации поверхности пассивно предотвращает или контролирует отложение органических твердых частиц на поверхности подземного пласта или внутри него,
(ж) агент для модификации поверхности снижает набухание глины внутри подземного пласта,
(з) агент для модификации поверхности повышает относительную проницаемость по нефти/газу пласта по сравнению с водопроницаемостью воды, таким образом предотвращая образование водяного вала за поверхностью пласта,
(и) скважина проходит через ретроградный газоконденсатный резервуар-коллектор, и агент для модификации поверхности сводит к минимуму конденсацию в пласте-коллекторе, сохраняя при этом проницаемость резервуара-коллектора,
(к) скважиной является газоносная или нефтеносная скважина, и агент для модификации поверхности повышает количество возвратной воды и промысловой воды, извлеченной из скважины после завершения операции по обработке скважины,
(л) агент для модификации поверхности включен в состав флюида для гидроразрыва пласта без расклинивающих агентов,
(м) агент для модификации поверхности включен в состав флюида для обработки скважины, и флюид для обработки скважины закачивают в скважину при давлении, достаточном для создания или расширения трещины в подземном пласте,
(н) агент для модификации поверхности диспергируют во флюиде для обработки скважины,
(о) агент для модификации поверхности контролирует конденсацию воды в порах зоны подземного пласта, расположенной вблизи ствола скважины,
(п) пластом является пласт нефтеносного песчаника, и агент для модификации поверхности повышает извлечение углеводородов из отложений нефтеносного песчаника,
(р) подземный пласт подвергают кислотной обработке, и агент для модификации поверхности повышает проникновение кислоты в пласт, или
(с) подземным пластом является материнская порода пласта, и агент для модификации поверхности снижает приток воды в пласт.
19. Способ по п. 1, дополнительно включающий добычу углеводородов из скважины и снижение потерь давления на трение при добыче углеводородов.
20. Способ по п. 19, где угол скольжения флюида по поверхности субстрата, обработанного агентом для модификации поверхности, меньше по сравнению с углом скольжения флюида по поверхности в основном аналогичного необработанного субстрата.
21. Способ по п. 1, где до закачивания агента для модификации поверхности в скважину снижают водонасыщение на поверхности кремнистого или содержащего оксид металла (М) подземного пласта при закачивании в скважину флюида на неводной основе.
22. Способ по п. 21, дополнительно включающий удаление воды с поверхности подземного пласта.
23. Способ по п. 1, дополнительно включающий формирование монослойного или многослойного покрытия в ходе самоорганизации хвоста.
24. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла (М) подземного пласта, через который проходит скважина, включающий:
(а) закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего агент для модификации поверхности, который включает производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, и
(б) связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет формирования монослойного или многослойного покрытия в ходе самоорганизации хвоста,
при этом до проведения стадии (а) число участков связывания агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта повышают при проведении предварительной обработки подземного пласта флюидом на неводной основе.
25. Способ по п. 24, где после закачивания в скважину флюида на неводной основе и до закачивания агента для модификации поверхности поверхность кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта обрабатывают при закачивании в скважину солевого раствора.
26. Способ по п. 25, где после закачивания солевого раствора и до закачивания в скважину агента для модификации поверхности поверхность кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта обрабатывают при закачивании в скважину второго флюида на неводной основе.
27. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла (М) подземного пласта, через который проходит скважина, включающий:
(а) закачивание в скважину агента для модификации поверхности, включающего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, при этом гидрофобный хвост напрямую или не напрямую присоединен к якорному фрагменту, и
(б) связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента.
28. Способ по п. 27, дополнительно включающий снижение потерь давления на трение флюида внутри скважины.
29. Способ по п. 28, где угол скольжения флюида на поверхности подземного пласта, обработанного агентом для модификации поверхности, меньше по сравнению с углом скольжения флюида по поверхности подземного пласта, не обработанного агентом для модификации поверхности.
Applications Claiming Priority (9)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361880836P | 2013-09-20 | 2013-09-20 | |
| US61/880,836 | 2013-09-20 | ||
| US201461981051P | 2014-04-17 | 2014-04-17 | |
| US61/981,051 | 2014-04-17 | ||
| US201461989267P | 2014-05-06 | 2014-05-06 | |
| US61/989,267 | 2014-05-06 | ||
| US201462007708P | 2014-06-04 | 2014-06-04 | |
| US62/007,708 | 2014-06-04 | ||
| PCT/US2014/056675 WO2015042477A1 (en) | 2013-09-20 | 2014-09-19 | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016115073A RU2016115073A (ru) | 2017-10-25 |
| RU2016115073A3 RU2016115073A3 (ru) | 2018-04-27 |
| RU2671878C2 true RU2671878C2 (ru) | 2018-11-07 |
Family
ID=51662328
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016115073A RU2671878C2 (ru) | 2013-09-20 | 2014-09-19 | Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9822621B2 (ru) |
| EP (1) | EP3046988B1 (ru) |
| CN (1) | CN105555907B (ru) |
| AU (1) | AU2014321293B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016005651B1 (ru) |
| CA (1) | CA2920687C (ru) |
| MX (1) | MX2016003571A (ru) |
| RU (1) | RU2671878C2 (ru) |
| SA (1) | SA516370768B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015042477A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015042489A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
| AU2014321306B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-12-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
| NZ717494A (en) | 2013-09-20 | 2020-07-31 | Baker Hughes Inc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
| CA2922688C (en) | 2013-09-20 | 2018-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
| US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
| US9816026B2 (en) * | 2015-05-26 | 2017-11-14 | Baker Hughes, LLC | Methods of extracting hydrocarbons from subterranean formations |
| US10161235B2 (en) * | 2016-06-03 | 2018-12-25 | Enhanced Production, Inc. | Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures |
| WO2018006033A1 (en) | 2016-06-30 | 2018-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for mitigating hydrogen sulfide contamination |
| JP7053569B2 (ja) | 2016-08-16 | 2022-04-12 | ドナルドソン カンパニー，インコーポレイティド | 炭化水素流体－水分離 |
| US10759884B2 (en) | 2017-03-06 | 2020-09-01 | Aculon Inc. | Film-forming compositions containing zwitterionic functional polymers and their use in methods of reducing adhesion of an organic substance to a substrate |
| BR112020020514B1 (pt) | 2018-04-10 | 2024-03-05 | Baker Hughes Holdings Llc | Método para conferir hidrofobicidade e/ou oleofobicidade a uma superfície de uma formação subterrânea durante a produção de hidrocarbonetos a partir da formação subterrânea |
| US11459885B2 (en) * | 2018-07-02 | 2022-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Workflow for predictive model to select formation damage treatment |
| US11155751B2 (en) | 2019-01-22 | 2021-10-26 | Baker Hughes Holdings Llc | Method of treating subterranean formations with composites having enhanced strength |
| US11180691B2 (en) | 2019-01-22 | 2021-11-23 | Baker Hughes Holdings Llc | Use of composites having coating of reaction product of silicates and polyacrylic acid |
| CN112598986B (zh) * | 2020-12-21 | 2022-03-18 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩储层微观模型及其制备方法和应用 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006056774A2 (en) * | 2004-11-23 | 2006-06-01 | M-I L.L.C. | Emulsifier-free wellbore fluid |
| WO2006123143A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating surfaces in subterranean formations |
| WO2008131540A1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-11-06 | Trican Well Service Ltd | Control of particulate entrainment by fluids |
| US20100167965A1 (en) * | 2008-12-26 | 2010-07-01 | Bp Corporation North America Inc. | Amphiphobic Proppant |
| US20120088699A1 (en) * | 2008-05-21 | 2012-04-12 | Beijing Rechsand Science & Technology Group | Film coated particles for oil exploitation and oil exploitation method using the same |
| US20120241156A1 (en) * | 2011-03-23 | 2012-09-27 | Sumitra Mukhopadhyay | Selective fluid with anchoring agent for water control |
| US20120325485A1 (en) * | 2007-09-18 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing inorganic scales |
Family Cites Families (206)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3285339A (en) | 1966-01-18 | 1966-11-15 | Continental Oil Co | Method for consolidating incompetent earth formations |
| US3593796A (en) | 1969-06-27 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method of controlling fine sand particles within a relatively consolidated sand formation |
| US4042032A (en) | 1973-06-07 | 1977-08-16 | Halliburton Company | Methods of consolidating incompetent subterranean formations using aqueous treating solutions |
| US4074536A (en) | 1976-08-02 | 1978-02-21 | Halliburton Company | Oil well consolidation treating |
| CA1103008A (en) | 1976-08-13 | 1981-06-16 | Homer C. Mclaughlin | Treatment of clay formations with organic polycationic polymers |
| US4366073A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366071A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366074A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366072A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4374739A (en) | 1976-08-13 | 1983-02-22 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4231428A (en) | 1978-12-04 | 1980-11-04 | Phillips Petroleum Company | Well treatment method |
| US4460483A (en) | 1981-10-09 | 1984-07-17 | Halliburton Company | Methods and hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water sensitive clay containing formations |
| US4498538A (en) | 1983-06-21 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for maintaining the permeability of fines-containing formations |
| US4580633A (en) | 1983-12-21 | 1986-04-08 | Union Oil Company Of California | Increasing the flow of fluids through a permeable formation |
| US4585064A (en) | 1984-07-02 | 1986-04-29 | Graham John W | High strength particulates |
| US4536305A (en) | 1984-09-21 | 1985-08-20 | Halliburton Company | Methods for stabilizing swelling clays or migrating fines in subterranean formations |
| US4536304A (en) | 1984-09-21 | 1985-08-20 | Halliburton Company | Methods of minimizing fines migration in subterranean formations |
| US4646835A (en) | 1985-06-28 | 1987-03-03 | Union Oil Company Of California | Acidizing method |
| US4787453A (en) | 1986-10-30 | 1988-11-29 | Union Oil Company Of California | Permeability stabilization in subterranean formations containing particulate matter |
| US5730922A (en) | 1990-12-10 | 1998-03-24 | The Dow Chemical Company | Resin transfer molding process for composites |
| DE69129145T2 (de) | 1990-12-25 | 1998-07-16 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Transparentes Substrat mit aufgebrachtem monomolekularem Film und Verfahren zu seiner Herstellung |
| US5111886A (en) | 1991-05-07 | 1992-05-12 | Union Oil Company Of California | Crosslinked hydroxyethylcellulose and its uses |
| DE69329536T2 (de) | 1992-03-02 | 2001-06-07 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Chemisch adsorbierter Film und Verfahren zur Herstellung desselben |
| US5406085A (en) | 1993-07-07 | 1995-04-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Apparatus and method for rapid and nondestructive determination of lattice defects in semiconductor materials |
| US5582249A (en) | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5787986A (en) | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6209643B1 (en) | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| US5839510A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6047772A (en) | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5501274A (en) | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5883300A (en) | 1996-01-03 | 1999-03-16 | Johnson; Addison | System and method for containing fluid leaks and overflows from appliances |
| US6190780B1 (en) | 1996-02-05 | 2001-02-20 | Nippon Steel Corporation | Surface treated metal material and surface treating agent |
| US5851961A (en) * | 1996-06-10 | 1998-12-22 | The Lubrizol Corporation | Anti-settling lubricity agent for water/oil dispersion compositions |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US7815963B2 (en) | 1996-10-17 | 2010-10-19 | The Trustees Of Princeton University | Enhanced bonding layers on titanium materials |
| US6146767A (en) | 1996-10-17 | 2000-11-14 | The Trustees Of Princeton University | Self-assembled organic monolayers |
| US5958578A (en) | 1996-11-04 | 1999-09-28 | The Boeing Company | Hybrid laminate having improved metal-to-resin adhesion |
| US7426961B2 (en) | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
| 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 |
| US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
| US6059034A (en) | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6772838B2 (en) | 1996-11-27 | 2004-08-10 | Bj Services Company | Lightweight particulate materials and uses therefor |
| TW460420B (en) * | 1997-01-31 | 2001-10-21 | Nalco Chemical Co | Utility of water-soluble polymers having pendant derivatized amide functionalities for scale control |
| US5853049A (en) | 1997-02-26 | 1998-12-29 | Keller; Carl E. | Horizontal drilling method and apparatus |
| US5921317A (en) | 1997-08-14 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coating well proppant with hardenable resin-fiber composites |
| US6066403A (en) | 1997-12-15 | 2000-05-23 | Kansas State University Research Foundation | Metals having phosphate protective films |
| US7328744B2 (en) | 2001-02-23 | 2008-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US7517546B2 (en) | 2000-09-05 | 2009-04-14 | Bayer Technology Services Gmbh | Method for precipitating mono and multiple layers of organophosphoric and organophosphonic acids and the salts thereof in addition to use thereof |
| JP4175500B2 (ja) | 2000-12-29 | 2008-11-05 | ボード オブ リージェンツ ザ ユニヴァーシティ オブ テキサス システム | ポリマー分散液晶セルを用いた放射線エネルギー検出装置及び方法 |
| US7166851B2 (en) | 2000-12-29 | 2007-01-23 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Semiconductor chip-based radiation detector |
| US6586483B2 (en) | 2001-01-08 | 2003-07-01 | 3M Innovative Properties Company | Foam including surface-modified nanoparticles |
| US6544934B2 (en) | 2001-02-23 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US6444318B1 (en) | 2001-07-17 | 2002-09-03 | Surmodics, Inc. | Self assembling monolayer compositions |
| US6689854B2 (en) | 2001-08-23 | 2004-02-10 | 3M Innovative Properties Company | Water and oil repellent masonry treatments |
| US7901939B2 (en) | 2002-05-09 | 2011-03-08 | University Of Chicago | Method for performing crystallization and reactions in pressure-driven fluid plugs |
| EP1509676B1 (en) | 2002-05-24 | 2009-01-21 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US20120097194A1 (en) | 2002-09-09 | 2012-04-26 | Reactive Surfaces, Ltd. | Polymeric Coatings Incorporating Bioactive Enzymes for Catalytic Function |
| US20040177957A1 (en) * | 2003-03-10 | 2004-09-16 | Kalfayan Leonard J. | Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same |
| US7204311B2 (en) | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7040403B2 (en) | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7198681B2 (en) | 2003-10-23 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for removing resin coatings |
| US7063150B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
| US7452417B2 (en) | 2004-01-29 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole servicing compositions having high thermal conductivities and methods of using the same |
| US7063151B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| US7281150B1 (en) | 2004-03-26 | 2007-10-09 | Emc Corporation | Methods and apparatus for controlling operation of a data storage system |
| WO2005100007A2 (en) | 2004-04-12 | 2005-10-27 | Carbo Ceramics, Inc. | Coating and/or treating hydraulic fracturing proppants to improve wettability, proppant lubrication, and/or to reduce damage by fracturing fluids and reservoir fluids |
| US7534745B2 (en) | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| US9556376B2 (en) | 2004-05-13 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids |
| US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
| US8196659B2 (en) | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
| AU2005244811B2 (en) | 2004-05-13 | 2010-07-15 | Baker Hughes Incorporated | System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| US7550413B2 (en) | 2004-05-13 | 2009-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids |
| US7255920B2 (en) | 2004-07-29 | 2007-08-14 | 3M Innovative Properties Company | (Meth)acrylate block copolymer pressure sensitive adhesives |
| 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 |
| US7299869B2 (en) | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
| US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
| US8227026B2 (en) | 2004-09-20 | 2012-07-24 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Particles for use as proppants or in gravel packs, methods for making and using the same |
| US7625674B2 (en) | 2004-10-04 | 2009-12-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Switchable holographic gratings |
| MX2007003553A (es) | 2004-10-04 | 2007-06-11 | Hexion Specialty Chemicals Inc | Metodo de estimacion de geometria de fractura, composiciones y articulos utilizados para el mismo. |
| US7163060B2 (en) | 2004-11-09 | 2007-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Difunctional phosphorus-based gelling agents and gelled nonaqueous treatment fluids and associated methods |
| US7268100B2 (en) | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7325608B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| JP4242827B2 (ja) | 2004-12-08 | 2009-03-25 | 日本パーカライジング株式会社 | 金属の表面処理用組成物、表面処理用処理液、表面処理方法、及び表面処理金属材料 |
| GB2422839B (en) | 2005-01-11 | 2009-06-24 | Schlumberger Holdings | Degradable polymers for wellbore fluids and processes |
| US7691478B2 (en) | 2005-01-27 | 2010-04-06 | Aculon, Inc. | Thin films |
| AU2006210470B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc | A composition and method for making a proppant |
| GB2439248A (en) | 2005-03-07 | 2007-12-19 | Baker Hughes Inc | Use of coated proppant to minimize abrasive erosion in high rate fracturing operations |
| US7500519B2 (en) | 2005-05-20 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying fracture faces and other surfaces in subterranean formations |
| US20060260808A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Weaver Jim D | Methods of treating particulates and use in subterranean formations |
| US20060272816A1 (en) | 2005-06-02 | 2006-12-07 | Willberg Dean M | Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition |
| US7258170B2 (en) | 2005-06-16 | 2007-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for remediating subterranean formations |
| US20070039732A1 (en) * | 2005-08-18 | 2007-02-22 | Bj Services Company | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention |
| US20070039632A1 (en) | 2005-08-19 | 2007-02-22 | Dean Edgar L | Apparatus and methods for in-line cleaning of contaminant-coated hangers |
| WO2007030426A2 (en) | 2005-09-07 | 2007-03-15 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods of using and analyzing biological sequence data |
| US20070079965A1 (en) | 2005-10-06 | 2007-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing aqueous fluid recovery form subterranean formations |
| WO2007050479A1 (en) | 2005-10-24 | 2007-05-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Solution mining systems and methods for treating hydrocarbon containing formations |
| WO2007050501A2 (en) | 2005-10-24 | 2007-05-03 | Aculon, Inc. | Polymeric organometallic films |
| CA2626988A1 (en) | 2005-10-24 | 2007-05-03 | Aculon, Inc. | Chemical wipes for applying organophosphorus acids or derivatives thereof to a substrate surface |
| US7461697B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
| US7397072B2 (en) | 2005-12-01 | 2008-07-08 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Structure for and method of using a four terminal hybrid silicon/organic field effect sensor device |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US7350579B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-04-01 | Clearwater International Llc | Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US7392847B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
| US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
| US7845409B2 (en) | 2005-12-28 | 2010-12-07 | 3M Innovative Properties Company | Low density proppant particles and use thereof |
| US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| WO2007103508A2 (en) | 2006-03-08 | 2007-09-13 | Board Of Regents, University Of Texas System | Ligands for nematode nuclear receptors and uses thereof |
| US7931087B2 (en) | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
| US7772162B2 (en) | 2006-03-27 | 2010-08-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells |
| US20090011222A1 (en) | 2006-03-27 | 2009-01-08 | Georgia Tech Research Corporation | Superhydrophobic surface and method for forming same |
| US7691789B2 (en) | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
| 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 |
| WO2008025005A2 (en) | 2006-08-24 | 2008-02-28 | Baylor College Of Medicine | Method of measuring propulsion in lymphatic structures |
| WO2008024475A2 (en) | 2006-08-24 | 2008-02-28 | Aculon, Inc. | Optical articles with thin hydrophobic layers |
| FR2907371B1 (fr) | 2006-10-18 | 2009-01-16 | Bic Soc | Instrument d'ecriture sans capuchon |
| US8048487B2 (en) | 2006-11-15 | 2011-11-01 | Aculon, Inc. | Organometallic films, methods for applying organometallic films to substrates and substrates coated with such films |
| CA2669672C (en) | 2006-11-15 | 2011-11-29 | Aculon, Inc. | Coated substrates, organometallic films and methods for applying organometallic films to substrates |
| US7631697B2 (en) | 2006-11-29 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus comprising swellable elastomers having nanosensors therein and methods of using same in oilfield application |
| US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US20110275947A1 (en) | 2007-01-04 | 2011-11-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Cardiovascular power source for automatic implantable cardioverter defibrillators |
| WO2008092078A1 (en) | 2007-01-26 | 2008-07-31 | Bj Services Company | Fracture acidizing method utilizing reactive fluids and deformable particulates |
| US7918281B2 (en) | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
| US8056630B2 (en) | 2007-03-21 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations |
| US7624802B2 (en) | 2007-03-22 | 2009-12-01 | Hexion Specialty Chemicals, Inc. | Low temperature coated particles for use as proppants or in gravel packs, methods for making and using the same |
| RU2009136515A (ru) | 2007-03-23 | 2011-04-27 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us) | Способ и система для обработки углеводородных формаций |
| RU2453690C2 (ru) | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Способ обработки углеводородной формации |
| WO2008118241A1 (en) | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for treating a water blocked well |
| EP2132240A4 (en) | 2007-03-23 | 2010-03-10 | Univ Texas | COMPOSITIONS AND METHOD FOR TREATING A WATER BLOCKED DRILL OXIDE |
| MX2009010143A (es) | 2007-03-23 | 2010-03-22 | Univ Texas | Metodo para tratar una formacion fracturada. |
| US20080236842A1 (en) | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole oilfield apparatus comprising a diamond-like carbon coating and methods of use |
| WO2008123958A2 (en) | 2007-04-04 | 2008-10-16 | Aculon, Inc. | Inorganic substrates with hydrophobic surface layers |
| US9226731B2 (en) | 2007-05-21 | 2016-01-05 | The Board Of Regents Of The University Of Texas System | Optically guided needle biopsy system using multi-modal spectroscopy in combination with a transrectal ultrasound probe |
| US7879437B2 (en) | 2007-07-06 | 2011-02-01 | Aculon, Inc. | Silicon-transition metal reaction products for coating substrates |
| US8047288B2 (en) | 2007-07-18 | 2011-11-01 | Oxane Materials, Inc. | Proppants with carbide and/or nitride phases |
| RU2434041C1 (ru) * | 2007-07-20 | 2011-11-20 | Родиа Инк. | Способ извлечения сырой нефти из подземной формации |
| US7886822B2 (en) | 2007-07-27 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
| US8276664B2 (en) | 2007-08-13 | 2012-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment operations using spherical cellulosic particulates |
| US7781381B2 (en) | 2007-09-18 | 2010-08-24 | Bj Services Company Llc | Method for controlling inorganic fluoride scales |
| US20100330380A1 (en) | 2007-11-26 | 2010-12-30 | John Colreavy | Organosilane Coating Compositions and Use Thereof |
| US8261825B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods for improving the productivity of oil producing wells |
| MX2010006456A (es) | 2007-12-14 | 2010-09-28 | Schlumberger Technology Bv | Materiales de consolidacion y usos de los mismos. |
| EP2231747A1 (en) | 2007-12-21 | 2010-09-29 | 3M Innovative Properties Company | Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| US8678090B2 (en) | 2007-12-21 | 2014-03-25 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions |
| MX364304B (es) | 2008-02-29 | 2019-04-22 | Texas United Chemical Company Llc | Métodos, sistemas y composiciones para el entrelazamiento controlado de fluidos de servicio de pozos. |
| US8101242B2 (en) | 2008-03-07 | 2012-01-24 | Sri International | Method of imparting corrosion resistance to a substrate surface, and coated substrates prepared thereby |
| US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
| US8701763B2 (en) | 2008-05-05 | 2014-04-22 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine |
| US8853135B2 (en) | 2008-05-07 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers |
| MX2010013164A (es) | 2008-06-02 | 2011-03-02 | Board Of Regents The Univ Of Texas System Star | Metodo para tratamiento de formaciones portadoras de hidrocarburo con epoxidos fluorados. |
| BRPI0913433A2 (pt) | 2008-06-02 | 2015-11-24 | 3M Innovative Properties Co | métodos de tratamento de uma formação de hidrocarboneto, um furo de poço e partículas |
| CN102144075B (zh) | 2008-06-18 | 2015-01-07 | 德克萨斯州立大学董事会 | 通过孔隙堵塞保持页岩的稳定性 |
| US8178004B2 (en) | 2008-06-27 | 2012-05-15 | Aculon, Inc. | Compositions for providing hydrophobic layers to metallic substrates |
| MX2011000708A (es) | 2008-07-18 | 2011-02-23 | 3M Innovative Properties Co | Composiciones de polimeros fluorados cationicos y metodos para tratar formaciones que poseen hidrocarburos que utilizan las mismas. |
| US20100089578A1 (en) | 2008-10-10 | 2010-04-15 | Nguyen Philip D | Prevention of Water Intrusion Into Particulates |
| AU2009300848B2 (en) | 2008-10-10 | 2014-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geochemical control of fracturing fluids |
| US8267170B2 (en) | 2008-10-13 | 2012-09-18 | Shell Oil Company | Offset barrier wells in subsurface formations |
| WO2010080473A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-07-15 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
| MX2011006673A (es) | 2008-12-18 | 2011-07-20 | 3M Innovative Properties Co | Metodo para poner en contacto formaciones que contienen hidrocarburos con posiciones de fosfatos y fosfonatos fluorados. |
| EP2664639A1 (en) | 2008-12-23 | 2013-11-20 | 3M Innovative Properties Company | Particles comprising blocked isocyanate resin and method of modifying a wellbore using the same |
| US7921911B2 (en) | 2008-12-30 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Surface-modifying agents for wettability modification |
| WO2010085319A1 (en) | 2009-01-22 | 2010-07-29 | Aculon, Inc. | Lead frames with improved adhesion to plastic encapsulant |
| CN102356141A (zh) | 2009-02-13 | 2012-02-15 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于强化由石灰石或白云石地层的油采收的含水置换流体注入 |
| US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| EP2433999B1 (en) | 2009-05-21 | 2013-11-20 | Beijing Rechsand Science & Technology Group Co., Ltd | Film coated particles for oil exploitation and oil exploitation method using the same |
| CN102482568B (zh) | 2009-07-09 | 2013-08-14 | 3M创新有限公司 | 用氟化两性化合物处理碳酸盐含烃地层的方法 |
| GB2481773B (en) | 2009-07-09 | 2012-04-18 | Titan Global Oil Services Inc | Compositions and processes for fracturing subterranean formations |
| US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
| CN102740887B (zh) | 2009-09-30 | 2015-04-15 | 斯隆凯特林防癌纪念中心 | 用于治疗癌症的组合免疫疗法 |
| US8201630B2 (en) | 2009-10-29 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using hydrocarbon gelling agents as self-diverting scale inhibitors |
| IN2012DN05062A (ru) | 2009-12-22 | 2015-10-09 | Oxane Materials Inc | |
| CN105236947A (zh) | 2009-12-31 | 2016-01-13 | 哈利伯顿能源服务公司 | 具有受控的孔和/或微球分布和/或尺寸的陶瓷颗粒及其制法 |
| CA2690768A1 (en) | 2010-01-21 | 2011-07-21 | Trican Well Services Ltd. | Compositions and methods for enhancing fluid recovery for hydraulic fracturing treatments |
| CA2820892C (en) | 2010-02-12 | 2019-12-03 | Rhodia Operations | Compositions with freeze thaw stability |
| WO2011116006A2 (en) | 2010-03-15 | 2011-09-22 | The Regents Of The University Of California | A rapid method to measure cyanide in biological samples |
| US8584757B2 (en) | 2010-04-21 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for treating fluids before injection into subterranean zones |
| NO346520B1 (no) | 2010-06-24 | 2022-09-19 | Shell Int Research | Rørtransportsystem med hydrofob vegg |
| US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| CA2811598A1 (en) | 2010-09-21 | 2012-03-29 | Oxane Materials, Inc. | Light weight proppant with improved strength and methods of making same |
| US8276663B2 (en) | 2010-09-28 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods for reducing biological load in subterranean formations |
| WO2012078847A2 (en) | 2010-12-08 | 2012-06-14 | Joseph Buford Parse | Single component neutrally buoyant proppant |
| CA2764306A1 (en) | 2011-01-14 | 2012-07-14 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of treating a subterranean formation containing hydrocarbons |
| US8883695B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate materials coated with a relative permeability modifier and methods for treating subterranean formations using treatment fluids containing the same |
| US8757261B2 (en) | 2011-05-12 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for clay control |
| US20120285690A1 (en) | 2011-05-12 | 2012-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-Stage Methods and Compositions for Desensitizing Subterranean Formations Faces |
| US9102860B2 (en) | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
| US20130037161A1 (en) * | 2011-08-11 | 2013-02-14 | Aculon, Inc. | Treating fluidic channels |
| US20130220608A1 (en) | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified particulate weighting agents and methods of using the same |
| US20140014586A1 (en) | 2012-04-19 | 2014-01-16 | Soane Energy, Llc | Treatment of wastewater |
| US20130284518A1 (en) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | 3M Innovative Properties Company | Method of using multi-component fibers as lost-circulation material |
| US9725669B2 (en) | 2012-05-07 | 2017-08-08 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Synergistic mixtures of ionic liquids with other ionic liquids and/or with ashless thiophosphates for antiwear and/or friction reduction applications |
| US9331352B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-05-03 | The Board Of Regents Of The University Of Texas System | Sulfonated perfluorocyclopentenyl polymers and uses thereof |
| US20140096967A1 (en) | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Salt-tolerant anionic surfactant compositions for enhanced oil recovery (eor) applications |
| CN103013467B (zh) * | 2012-12-22 | 2013-09-25 | 中国石油大学(华东) | 一种无粘土单向封堵钻井液 |
| US10267134B2 (en) | 2013-01-04 | 2019-04-23 | Carbo Ceramics Inc. | Methods and systems for determining subterranean fracture closure |
| US9206345B2 (en) * | 2013-02-12 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US9476754B2 (en) | 2013-02-28 | 2016-10-25 | Electrolab, Inc. | Method and kit for treatment of components utilized in a crude oil service operation |
| CA2922688C (en) | 2013-09-20 | 2018-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
| AU2014321306B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-12-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
| NZ717494A (en) | 2013-09-20 | 2020-07-31 | Baker Hughes Inc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
| US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
| WO2015042489A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
-
2014
- 2014-09-19 WO PCT/US2014/056675 patent/WO2015042477A1/en active Application Filing
- 2014-09-19 AU AU2014321293A patent/AU2014321293B2/en not_active Ceased
- 2014-09-19 CA CA2920687A patent/CA2920687C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-09-19 BR BR112016005651-5A patent/BR112016005651B1/pt active IP Right Grant
- 2014-09-19 CN CN201480051439.5A patent/CN105555907B/zh active Active
- 2014-09-19 RU RU2016115073A patent/RU2671878C2/ru active
- 2014-09-19 EP EP14781364.6A patent/EP3046988B1/en not_active Not-in-force
- 2014-09-19 US US14/491,772 patent/US9822621B2/en active Active
- 2014-09-19 MX MX2016003571A patent/MX2016003571A/es unknown
-
2016
- 2016-03-17 SA SA516370768A patent/SA516370768B1/ar unknown
-
2017
- 2017-11-17 US US15/816,858 patent/US10648304B2/en active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006056774A2 (en) * | 2004-11-23 | 2006-06-01 | M-I L.L.C. | Emulsifier-free wellbore fluid |
| WO2006123143A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating surfaces in subterranean formations |
| WO2008131540A1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-11-06 | Trican Well Service Ltd | Control of particulate entrainment by fluids |
| US20120325485A1 (en) * | 2007-09-18 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing inorganic scales |
| US20120088699A1 (en) * | 2008-05-21 | 2012-04-12 | Beijing Rechsand Science & Technology Group | Film coated particles for oil exploitation and oil exploitation method using the same |
| US20100167965A1 (en) * | 2008-12-26 | 2010-07-01 | Bp Corporation North America Inc. | Amphiphobic Proppant |
| US20120241156A1 (en) * | 2011-03-23 | 2012-09-27 | Sumitra Mukhopadhyay | Selective fluid with anchoring agent for water control |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112016005651A2 (ru) | 2017-08-01 |
| CN105555907A (zh) | 2016-05-04 |
| CA2920687C (en) | 2018-08-21 |
| CA2920687A1 (en) | 2015-03-26 |
| US20180156016A1 (en) | 2018-06-07 |
| RU2016115073A (ru) | 2017-10-25 |
| AU2014321293A1 (en) | 2016-02-18 |
| US20150083416A1 (en) | 2015-03-26 |
| EP3046988A1 (en) | 2016-07-27 |
| US10648304B2 (en) | 2020-05-12 |
| EP3046988B1 (en) | 2019-08-21 |
| SA516370768B1 (ar) | 2019-09-24 |
| CN105555907B (zh) | 2019-01-15 |
| RU2016115073A3 (ru) | 2018-04-27 |
| AU2014321293B2 (en) | 2017-10-19 |
| WO2015042477A1 (en) | 2015-03-26 |
| US9822621B2 (en) | 2017-11-21 |
| BR112016005651B1 (pt) | 2022-02-08 |
| MX2016003571A (es) | 2016-10-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2671878C2 (ru) | Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов | |
| RU2670804C9 (ru) | Способ применения содержащих металл агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов | |
| US10590334B2 (en) | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well | |
| WO2007017806A2 (en) | Prevention of water and condensate blocks in wells | |
| US11352549B2 (en) | Compositions and methods for the use and application of carbon nanodots for deep-reservoir enhanced oil recovery | |
| Zheng | Effect of surfactants and brine salinity and composition on spreading, wettability and flow behavior in gas-condensate reservoirs | |
| Alcázar-Vara et al. | Application of multifunctional agents during enhanced oil recovery |