RU2676341C2 - Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин - Google Patents
Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2676341C2 RU2676341C2 RU2016115072A RU2016115072A RU2676341C2 RU 2676341 C2 RU2676341 C2 RU 2676341C2 RU 2016115072 A RU2016115072 A RU 2016115072A RU 2016115072 A RU2016115072 A RU 2016115072A RU 2676341 C2 RU2676341 C2 RU 2676341C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composite material
- acid
- well
- surface modification
- agent
- Prior art date
Links
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 152
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 257
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 235
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 182
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 104
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 103
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 83
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 62
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 25
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims abstract description 25
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims abstract description 14
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 175
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 175
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 101
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 76
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 56
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 42
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 26
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 25
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 24
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 24
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 22
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 22
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 22
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 19
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 19
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 16
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 15
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 10
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 10
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 10
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000002902 organometallic compounds Chemical group 0.000 claims description 9
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 9
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims description 8
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 8
- BQCIDUSAKPWEOX-UHFFFAOYSA-N 1,1-Difluoroethene Chemical compound FC(F)=C BQCIDUSAKPWEOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 claims description 7
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims description 6
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 5
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 5
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 5
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims description 4
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 claims description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims description 4
- 239000011146 organic particle Substances 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010937 tungsten 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
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 3
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 3
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N hafnium atom Chemical compound [Hf] VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 3
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 3
- BMYBKYQDGKGCSU-UHFFFAOYSA-N (2-aminophenyl)phosphonic acid Chemical compound NC1=CC=CC=C1P(O)(O)=O BMYBKYQDGKGCSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 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 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 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
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- 125000003368 amide 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
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000004093 cyano group Chemical group *C#N 0.000 claims description 2
- 230000008021 deposition Effects 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
- 239000008188 pellet 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
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000636 poly(norbornene) polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002432 poly(vinyl methyl ether) polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 2
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920003053 polystyrene-divinylbenzene Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 claims description 2
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims description 2
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 claims description 2
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 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
- 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
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-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
- KIGXMYYGQYMICF-UHFFFAOYSA-N Diphenylphosphine Acid Chemical compound C=1C=CC=CC=1P(=O)(CCCCC(=O)O)C1=CC=CC=C1 KIGXMYYGQYMICF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 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
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 claims 1
- 239000003242 anti bacterial agent Substances 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
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims 1
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 claims 1
- 150000003007 phosphonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- 150000003017 phosphorus Chemical class 0.000 claims 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 abstract description 24
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 14
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 14
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 105
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 98
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 32
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 21
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 18
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 16
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 7
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 7
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 7
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 description 7
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 description 6
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N hexafluoropropylene Chemical group FC(F)=C(F)C(F)(F)F HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 description 5
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 5
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 5
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 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
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 4
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 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
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 description 4
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 4
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 3
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 3
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 3
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 229920005992 thermoplastic resin Polymers 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000009025 Carya illinoensis Nutrition 0.000 description 2
- 244000068645 Carya illinoensis Species 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N Isooctane Chemical compound CC(C)CC(C)(C)C NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006169 Perfluoroelastomer Polymers 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N acetylacetone Chemical compound CC(=O)CC(C)=O YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 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
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 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
- 229910052576 carbides based ceramic Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 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
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- FJKIXWOMBXYWOQ-UHFFFAOYSA-N ethenoxyethane Chemical compound CCOC=C FJKIXWOMBXYWOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 2
- 229910021332 silicide Inorganic materials 0.000 description 2
- FVBUAEGBCNSCDD-UHFFFAOYSA-N silicide(4-) Chemical compound [Si-4] FVBUAEGBCNSCDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- DCTMXCOHGKSXIZ-UHFFFAOYSA-N (R)-1,3-Octanediol Chemical compound CCCCCC(O)CCO DCTMXCOHGKSXIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KHXKESCWFMPTFT-UHFFFAOYSA-N 1,1,1,2,2,3,3-heptafluoro-3-(1,2,2-trifluoroethenoxy)propane Chemical compound FC(F)=C(F)OC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F KHXKESCWFMPTFT-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
- SDTMFDGELKWGFT-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropan-2-olate Chemical compound CC(C)(C)[O-] SDTMFDGELKWGFT-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
- OMIHGPLIXGGMJB-UHFFFAOYSA-N 7-oxabicyclo[4.1.0]hepta-1,3,5-triene Chemical compound C1=CC=C2OC2=C1 OMIHGPLIXGGMJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000505 Al2TiO5 Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000144725 Amygdalus communis Species 0.000 description 1
- 244000144730 Amygdalus persica Species 0.000 description 1
- 229930185605 Bisphenol Natural products 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- FIPWRIJSWJWJAI-UHFFFAOYSA-N Butyl carbitol 6-propylpiperonyl ether Chemical compound C1=C(CCC)C(COCCOCCOCCCC)=CC2=C1OCO2 FIPWRIJSWJWJAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000758791 Juglandaceae Species 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 229930194542 Keto Natural products 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000282346 Meles meles Species 0.000 description 1
- 241000207836 Olea <angiosperm> Species 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 241000219000 Populus Species 0.000 description 1
- 244000018633 Prunus armeniaca Species 0.000 description 1
- 235000009827 Prunus armeniaca Nutrition 0.000 description 1
- 235000006040 Prunus persica var persica Nutrition 0.000 description 1
- 244000305267 Quercus macrolepis Species 0.000 description 1
- 235000016976 Quercus macrolepis Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- NRTOMJZYCJJWKI-UHFFFAOYSA-N Titanium nitride Chemical compound [Ti]#N NRTOMJZYCJJWKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 239000005083 Zinc sulfide Substances 0.000 description 1
- 229910026551 ZrC Inorganic materials 0.000 description 1
- OTCHGXYCWNXDOA-UHFFFAOYSA-N [C].[Zr] Chemical compound [C].[Zr] OTCHGXYCWNXDOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005595 acetylacetonate group Chemical group 0.000 description 1
- XECAHXYUAAWDEL-UHFFFAOYSA-N acrylonitrile butadiene styrene Chemical compound C=CC=C.C=CC#N.C=CC1=CC=CC=C1 XECAHXYUAAWDEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000122 acrylonitrile butadiene styrene Polymers 0.000 description 1
- 239000004676 acrylonitrile butadiene styrene Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- CAVCGVPGBKGDTG-UHFFFAOYSA-N alumanylidynemethyl(alumanylidynemethylalumanylidenemethylidene)alumane Chemical compound [Al]#C[Al]=C=[Al]C#[Al] CAVCGVPGBKGDTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N alumanylidynesilicon Chemical compound [Al].[Si] CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000012237 artificial material Substances 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
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 1
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000020113 brazil nut Nutrition 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 229910001567 cementite Inorganic materials 0.000 description 1
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- UUAGAQFQZIEFAH-UHFFFAOYSA-N chlorotrifluoroethylene Chemical group FC(F)=C(F)Cl UUAGAQFQZIEFAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M copper(1+);methylsulfanylmethane;bromide Chemical compound Br[Cu].CSC PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052878 cordierite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004925 denaturation Methods 0.000 description 1
- 230000036425 denaturation Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N dimagnesium dioxido-bis[(1-oxido-3-oxo-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3-disila-5,7-dialuminabicyclo[3.3.1]nonan-7-yl)oxy]silane Chemical compound [Mg++].[Mg++].[O-][Si]([O-])(O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2)O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2 JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KZHJGOXRZJKJNY-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O.O=[Al]O[Al]=O.O=[Al]O[Al]=O KZHJGOXRZJKJNY-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- SVMUEEINWGBIPD-UHFFFAOYSA-N dodecylphosphonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCP(O)(O)=O SVMUEEINWGBIPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 150000002085 enols Chemical group 0.000 description 1
- 229920005561 epichlorohydrin homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920005563 epichlorohydrin terpolymer Polymers 0.000 description 1
- HHFAWKCIHAUFRX-UHFFFAOYSA-N ethoxide Chemical compound CC[O-] HHFAWKCIHAUFRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006228 ethylene acrylate copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 229940104869 fluorosilicate Drugs 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- VCOCWGTYSUNGHT-UHFFFAOYSA-N heptadecylphosphonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCP(O)(O)=O VCOCWGTYSUNGHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000000468 ketone group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N lithium oxide Chemical compound [Li+].[Li+].[O-2] FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001947 lithium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L magnesium fluoride Chemical compound [F-].[F-].[Mg+2] ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001635 magnesium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- QLOAVXSYZAJECW-UHFFFAOYSA-N methane;molecular fluorine Chemical compound C.FF QLOAVXSYZAJECW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229910052863 mullite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000014571 nuts Nutrition 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
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- CKVICYBZYGZLLP-UHFFFAOYSA-N pentylphosphonic acid Chemical compound CCCCCP(O)(O)=O CKVICYBZYGZLLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005010 perfluoroalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910001392 phosphorus oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- LFGREXWGYUGZLY-UHFFFAOYSA-N phosphoryl Chemical group [P]=O LFGREXWGYUGZLY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 1
- 229960005235 piperonyl butoxide Drugs 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 235000021018 plums Nutrition 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N potassium oxide Chemical compound [O-2].[K+].[K+] CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001950 potassium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- SCUZVMOVTVSBLE-UHFFFAOYSA-N prop-2-enenitrile;styrene Chemical compound C=CC#N.C=CC1=CC=CC=C1 SCUZVMOVTVSBLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YRWWCNGKZLMTPH-UHFFFAOYSA-J prop-2-enoate;titanium(4+) Chemical class [Ti+4].[O-]C(=O)C=C.[O-]C(=O)C=C.[O-]C(=O)C=C.[O-]C(=O)C=C YRWWCNGKZLMTPH-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- IKNCGYCHMGNBCP-UHFFFAOYSA-N propan-1-olate Chemical compound CCC[O-] IKNCGYCHMGNBCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGHBATFHNDZKSO-UHFFFAOYSA-N propan-2-olate Chemical compound CC(C)[O-] OGHBATFHNDZKSO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AABBHSMFGKYLKE-SNAWJCMRSA-N propan-2-yl (e)-but-2-enoate Chemical compound C\C=C\C(=O)OC(C)C AABBHSMFGKYLKE-SNAWJCMRSA-N 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003987 resole Polymers 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052596 spinel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011029 spinel Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 229910002076 stabilized zirconia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000638 styrene acrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003107 substituted aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000003075 superhydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus hexaoxide Chemical compound O1P(O2)OP3OP1OP2O3 VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 229920006345 thermoplastic polyamide Polymers 0.000 description 1
- LLZRNZOLAXHGLL-UHFFFAOYSA-J titanic acid Chemical compound O[Ti](O)(O)O LLZRNZOLAXHGLL-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MTPVUVINMAGMJL-UHFFFAOYSA-N trimethyl(1,1,2,2,2-pentafluoroethyl)silane Chemical compound C[Si](C)(C)C(F)(F)C(F)(F)F MTPVUVINMAGMJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 description 1
- 238000007740 vapor deposition Methods 0.000 description 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 1
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 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
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Glanulating (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы. По другому варианту указанный композитный материал включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент и дополнительно, где (i) якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты, (ii) по меньшей мере часть якорного фрагмента присоединена к по меньшей мере части поверхности твердой частицы через реакционноспособный участок, (iii) гидрофобный хвост присоединен к твердой частице через якорный фрагмент. Способ обработки скважины, проходящей через подземный пласт, включает закачивание в скважину композитного материала по любому из приведенных выше вариантов или формирование композитного материала в скважине в условиях in-situ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение накопления мелкозернистых частиц и пыли, а также миграции песка в процессе операции по гидроразрыву или операции по контролю выноса песка, а также повышение величины сопротивления раздавливанию твердых частиц. 3 н. и 33 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 3 ил.
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки
В настоящей заявке испрашивается приоритет в отношении заявок на выдачу патентов US №61/880773, поданной 20 сентября 2013 г., US №61/880845, поданной 21 сентября 2013 г., US №61/981051, поданной 17 апреля 2014 г., и US №61/989267, поданной 6 мая 2014 г., каждая из которых полностью включена в настоящее описание в качестве ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение относится к композитному материалу и к способам применения композитного материала в операциях по обработке скважин. Композитный материал состоит из твердого мелкозернистого материала и агента для модификации поверхности, содержащего гидрофобный хвост, и производное органической фосфорсодержащей кислоты. Гидрофобный хвост присоединен к твердому мелкозернистому материалу через производное органической фосфорсодержащей кислоты.
Предпосылки создания настоящего изобретения
При проведении операций по интенсификации добычи в большинстве случаев требуется применение твердого мелкозернистого материала с высоким пределом прочности при сжатии. При проведении гидроразрыва пласта такие твердые мелкозернистые материалы должны также обеспечивать повышение добычи флюидов и природного газа из пластов с низкой проницаемостью.
В ходе типичной операции гидроразрыва флюид для обработки, содержащий твердый мелкозернистый материал или расклинивающий агент, закачивают в ствол скважины при высоком давлении. Как только давление в природном пластовом резервуаре превышено, флюид вызывает образование трещин в пласте и расклинивающий агент осаждается в трещине, где он остается после завершения обработки. Расклинивающий агент служит для удерживания трещины в открытом состоянии, и при этом повышает способность флюидов проникать из пласта в ствол скважины. Так как продуктивность скважины после гидроразрыва зависит от способности трещины пропускать флюиды из пласта в ствол скважины, гидропроводность трещины является важным параметром в определении эффективности обработки для гидроразрыва.
Так как степень интенсификации продуктивности, достигаемой при гидроразрыве, зависит от ширины трещины, важно отметить, чтобы расклинивающий агент проявлял прочность на раздавливание под действием высоких нагрузок в скважине. Если расклинивающий агент не способен выдержать нагрузки при смыкании, оказываемые на пласт, то твердый мелкозернистый материал уплотняется таким образом, что частицы разрушаются и накапливаются мелкозернистые частицы и/или пыль. Скапливаемые мелкозернистые частицы и/или пыль из расклинивающего агента засоряют фильтрующие каналы в матрице пласта, тем самым снижая проницаемость пласта.
Существовала постоянная потребность в контроле и предотвращении разрушения расклинивающих агентов в пласте в условиях in situ. Например, были созданы материалы расклинивающих агентов с покрытием из смолы, которые способствуют формированию затвердевшей и проницаемой упаковки в трещине при их закачивании в пласт, при этом покрытие из смолы повышает прочность расклинивающего агента на раздавливание.
Кроме того, при добыче нефти и/или газа из рыхлого подземного пласта необходимо предотвращать миграцию частиц песка и/или других мелкодисперсных частиц в ствол скважины и их последующую добычу из скважины. Средством снижения гидропроводности трещины и снижения проницаемости пласта из-за засорения фильтрующих каналов мелкозернистыми частицами служили также формирование и/или мобилизация мелкодисперсных частиц в резервуаре в процессе гидроразрыва и добычи.
Широко распространенным способом контроля миграции частиц песка является гравийная набивка, которая предназначена для предотвращения добычи пластового песка и снижения миграции рыхлых частиц из пласта в ствол скважины. Обычно операции гравийной набивки включают установку гравийного фильтра в ствол скважины. Флюид-носитель, несущий твердые частицы или «гравий», просачивается в подземную зону и/или возвращается на поверхность, в то время как твердые частицы образуют отложения в окружающем кольцевом пространстве между фильтром и стволом скважины. Твердые частицы действуют в качестве ловушки и таким образом предотвращают дальнейшую миграцию пластового песка и мелкозернистых частиц, которые в ином случае выносятся вместе с пластовым флюидом. Аналогично расклинивающим агентам, противопесочные материалы должны проявлять высокую прочность и функционировать в пластах с низкой проницаемостью.
В некоторых случаях процессы гидроразрыва и гравийной набивки объединяют в единую операцию обработки для обеспечения интенсификации добычи и снижения выноса песка из пласта. Такие стадии обработки часто называют операцией «гидроразрыва с установкой гравийных фильтров». В некоторых случаях обработку осуществляют при установке агрегата гравийного фильтра в стволе скважины и закачивают флюид для гидроразрыва через кольцевое пространство между обсадной колонной и фильтром. В этом случае обработка для гидроразрыва обычно завершается в условиях выпадения песка из флюида гидроразрыва и при этом создается кольцевая гравийная набивка между фильтром и обсадной колонной. Такая комбинация позволяет объединить оба процесса - гидроразрыв и гравийную набивку, в одну операцию.
Кроме того, для гравийной набивки были использованы частицы с покрытием и/или без покрытия, чтобы свести к минимуму миграцию накопившихся мелкозернистых частиц и/или пыли. В то время как расклинивающие агенты с покрытием из смолы были эффективно использованы для сведения к минимуму накопления мелкозернистых частиц в ходе гидроразрыва и миграции мелкозернистых частиц в ходе гравийной набивки, известно, что такие материалы часто приводят к коррозии оборудования для добычи нефти и газа. Таким образом, существует насущная потребность в разработке частиц с высокой прочностью на раздавливание, которые можно использовать в качестве расклинивающих агентов и гравия для сведения к минимуму накопления мелкозернистых частиц и их миграции, для снижения повреждений набивки расклинивающего агента и гравийной набивки, и которые в меньшей степени приводят к коррозии оборудования для добычи нефти и газа и при этом проявляют устойчивость в условиях нагрузок in situ.
Кроме проблем, связанных с накоплением мелкозернистых частиц и пыли внутри скважины, в настоящее время особое внимание уделяется высвобождению пыли во время транспортировки расклинивающего агента и противопесочных материалов в связи с опасностью для здоровья персонала, обслуживающего скважину, и других работников, занятых в соседних районах и в береговой зоне вблизи наземных работ по гидроразрыву. До настоящего времени еще не разработан приемлемый способ, предназначенный для снижения количества пыли от расклинивающих агентов и противопесочных материалов. В то время как было указано, что покрытие частиц песка для гидроразрыва из смолы снижает образование пыли, использование смолы для покрытия в два раза повышает стоимость песка для гидроразрыва. Более того, химические реагенты для получения смолы оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду. И наконец, при нанесении покрытия из смолы на частицы песка для гидроразрыва требуется нагревать песок с помощью электрических приборов или при сжигании природного газа, причем обе операции являются дорогостоящими. Следовательно, существует необходимость в разработке альтернативных способов для снижения накопления пыли из частиц, а также для контроля миграции частиц в нефтеносном пласте.
Кроме того, требуются альтернативные материалы для применения в селективных операциях интенсификации добычи нефти. Обычно подземный пласт, через который проходит скважина, включает множество отдельных зон или представляющих интерес горизонтов. В процессе добычи флюидов из скважины обычно требуется установить коммуникации только с одной зоной или с представляющими интерес формациями таким образом, чтобы агенты для стимуляции добычи случайно не перетекали в не-продуктивную зону или зону, представляющую наименьший интерес. Операции по селективной интенсификации (такие как гидроразрыв и кислотная стимуляция) приобретают особо важное значение, так как срок службы скважины ограничен, а ее продуктивность снижается).
Обычно селективная интенсификация включает перфорацию зоны и/или горизонта скважинным перфоратором, установленным вблизи представляющих интерес зоны и/или горизонта. Операцию повторяют до тех пор, пока не будут прострелены все представляющие интерес зоны и/или горизонты. Затем скважинный перфоратор поднимают на поверхность с помощью специального каната. Если требуется гидроразрыв, флюид для гидроразрыва закачивают в скважину под давлением, превышающем давление, при котором в зоне и/или горизонтах будет осуществляться гидроразрыв. Чтобы предотвратить перетекание флюида для гидроразрыва в зоны с более высокой пористостью и/или низким давлением, в скважине можно установить механическое устройство, такое как разобщающий пакер или пробковый керн или столб песка между зоной разрыва и зоной, предназначенной для разрыва, чтобы изолировать интенсифицируемую зону от дополнительного контактирования с флюидом для гидроразрыва. Затем эту операцию повторяют до тех пор, пока все представляющие интерес зоны не будут прострелены и в них не будет проведен гидроразрыв. Как только операция по заканчиванию завершена, каждый пробковый керн разбуривают или удаляют другим способом из скважины, чтобы обеспечить добычу флюида на поверхность.
Недавно были разработаны способы и устройства для осуществления разобщения пластов между интервалами ствола скважины, которое не зависит от погружения перфорационного оборудования в скважину и от удаления этого оборудования из нее. Например, основное внимание было направлено на применение изоляционных (разобщающих) устройств, которые обеспечивают селективную обработку нефтегазоносного участка (или ранее эксплуатированных интервалов) во множестве интервалов ствола скважины. Оборудование для разобщения интервалов является дорогостоящим и существует необходимость в разработке альтернативных способов.
Недавно внимание было сфокусировано на применение набухаемых эластомерных материалов в качестве пакеров и разобщающих профилометров. Однако, применение набухаемых эластомерных полимеров в скважинах часто ограничено в связи с трудно обнаруживаемыми органическими и неорганическими веществами, температурами, давлениями и другими подземными факторами, которые снижают срок службы и надежность эластомера. Такие факторы также создают проблемы при применении других компонентов, используемых для извлечения углеводородов из скважины. Например, ферменты, обычно используемые в качестве разжижителей в флюидах для гидроразрыва, в большинстве случаев инактивируются при высоких температурах. Их применение при повышенных температурах, например, при температуре выше 150°F, приводит к их денатурации и потере активности.
Неэффективная обработка для гидроразрыва пласта может также привести к потере давления на трение между трубчатыми и другими металлическими поверхностями внутри скважины. Снижение трения между флюидами для обработки и контактируемыми с ними поверхностями также представляет постоянные проблемы. Во многих случаях типы загустителей, которые можно использовать во флюидах для гидроразрыва, ограничены, так как снижение трения можно приравнять к быстрому снижению вязкости загустителя после контактирования с углеводородами. Таким образом, существует потребность в разработке способов, направленных на снижение трения внутри скважины in situ.
Ресурсы также тратятся на химические и физические методы для эффективного снижения потерь давления на трение, которые возникают в процессе течения углеводородов в ходе добычи углеводородов в продуктивном пласте. Альтернативные подходы для снижения трения включали использование агентов для снижения трения. Обычно, агенты для снижения трения представляют собой высокомолекулярные полимеры с длинной цепью, которая может образовывать неньютоновские гелевые структуры. Снижающие потери давления на трение гели являются чувствительными к сдвигу и часто требуют применения специального оборудования для закачки (такого как системы доставки под давлением). Более того, так как агенты для снижения трения обычно представляют собой высоковязкие жидкости, как правило во флюиде-носителе присутствует не более 10 мас. % полимерных агентов для снижения трения. 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 других способов снижения потерь давления на трение флюидов в скважине, чтобы повысить продуктивность добычи углеводородов из скважины.
Кроме того, существует необходимость в других способах для контроля или подавления и/или осаждения солевых, парафиновых и асфальтеновых отложений в ходе добычи углеводородов в подземном пласте. В то время как агенты для обработки скважины эффективно использовали для контроля и/или подавления образования солевых отложений, парафиновых и асфальтеновых отложений, обычно такие агенты смешивают непосредственно на месте эксплуатации скважины с другими компонентами, такими как частицы расклинивающего агента или частицы агента для контроля выноса песка. Таким образом, существует необходимость в альтернативных способах контроля образования и/или подавления солевых отложений, парафиновых и асфальтеновых отложений и которые могли бы упростить приготовление на месте флюидов для обработки скважины.
Следует понимать, что приведенное выше описание представлено только для иллюстративных целей и не ограничивает объем и объекты прилагаемых пунктов формулы изобретения или пунктов формулы изобретения родственных заявок на выдачу патентов или патентов. Таким образом, прилагаемые пункты формулы изобретения или пункты формулы изобретения любых родственных заявок на выдачу патентов или патентов не могут быть ограничены приведенным выше описанием или эти пункты нельзя истолковывать таким образом, чтобы отнести, включить или исключить каждый или любой из описанных выше признаков или недостатков исключительно из-за их упоминания в настоящем контексте.
Краткое описание настоящего изобретения
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается композитный материал для обработки ствола скважины. Композитный материал включает твердый мелкозернистый материал (далее твердые частицы) и агент для модификации поверхности на твердых частицах. Агент для модификации поверхности содержит углеводородный хвост и якорный фрагмент для присоединения гидрофобного хвоста к твердой частице. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается композитный материал для закачивания в ствол скважины. Композитный материал содержит твердые частицы и агент для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост, содержащий фторированный остаток, и якорный фрагмент для присоединения гидрофобного хвоста к твердой частице. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки скважины, проходящей через подземный пласт, где композитный материал закачивают в скважину, при этом композитный материал включает твердые частицы и агент для модификации поверхности на твердых частицах. Агент для модификации поверхности включает гидрофобный хвост и якорный фрагмент для присоединения гидрофобного хвоста к твердой частице. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки скважины, проходящей через подземный пласт, где композитный материал закачивают в скважину, при этом композитный материал содержит твердые частицы и агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост фторированного остатка, и якорный фрагмент для присоединения гидрофобного хвоста к твердой частице. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки скважины, проходящей через подземный пласт. В указанном способе композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и гидрофобный хвост, образуется в скважине in-situ. Согласно данному варианту в скважину можно закачивать твердые частицы, а затем агент для модификации поверхности, который содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Якорный фрагмент агента для модификации поверхности присоединен по крайней мере к части поверхности твердой частицы.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки скважины, проходящей через подземный пласт. В указанном способе композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и гидрофобный хвост, образуется в скважине in-situ. Согласно данному варианту в скважину можно закачивать твердые частицы, а затем агент для модификации поверхности, который содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Якорный фрагмент агента для модификации поверхности присоединен по крайней мере к части поверхности твердых частиц. Гидрофобным хвостом агента для модификации поверхности является фторсодержащий остаток.
В еще одном варианте предлагается способ снижения количества мелкозернистых частиц, накапливаемых в ходе операции по гидроразрыву или операции по контролю выноса песка. Согласно способу твердые частицы закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт. Агент для модификации поверхности присоединен по крайней мере к части поверхности твердой частицы. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Якорный фрагмент закрепляет углеводородный фрагмент на твердой частице.
В еще одном варианте предлагается способ снижения количества мелкозернистых частиц, накапливаемых в ходе операции по гидроразрыву или операции по контролю выноса песка. Согласно способу твердые частицы закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт. Агент для модификации поверхности присоединен по крайней мере к части поверхности твердой частицы. Агент для модификации поверхности включает углеводородный фрагмент и якорный фрагмент. Гидрофобный хвост представляет собой фторсодержащий остаток. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Якорный фрагмент закрепляет углеводородный фрагмент на твердой частице.
В еще одном варианте композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и твердые частицы, закачивают в скважину. Скважина проходит через пласт с большим числом продуктивных зон. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Агент для модификации поверхности присоединен к твердой частице через якорный фрагмент. Композитный материал изолирует предварительно определенную продуктивную зону от других зон скважины.
В другом варианте композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и твердые частицы закачивают в скважину. Скважина проходит через пласт с большим числом продуктивных зон. Агент для модификации поверхности содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Гидрофобный хвост агента для модификации поверхности представляет собой фторсодержащий остаток. Агент для модификации поверхности присоединен к твердой частице через якорный фрагмент. Композитный материал изолирует предварительно определенную продуктивную зону от других зон скважины.
В еще одном варианте композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и твердые частицы, закачивают в скважину. Композитный материал содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Агент для модификации поверхности присоединен к твердой частице через якорный фрагмент. Композитный материал сводит к минимуму потери давления в трубе на трение в скважине.
В другом варианте композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и твердые частицы, образуется в скважине in-situ. Скважина проходит через пласт с большим числом продуктивных зон. Композитный материал образуется при первом закачивании твердых частиц в скважину. Затем в скважину закачивают агент для модификации поверхности, который образует покрытие по крайней мере части поверхности твердых частиц. Агент для модификации поверхности содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Композитный материал изолирует предварительно определенную продуктивную зону от других зон скважины.
В еще одном варианте композитный материал, содержащий агент для модификации поверхности и твердые частицы, образуется в скважине in-situ. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Композитный материал образуется при первом закачивании твердых частиц в скважину. Затем в скважину закачивают агент для модификации поверхности, который образует покрытие по крайней мере части поверхности твердых частиц. Композитный материал сводит к минимуму потери давления в трубе на трение в скважине.
В другом варианте предлагается способ интенсификации продуктивности подземного пласта. Согласно данному способу композитный материал закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт, под давлением, превышающем давление гидроразрыва подземного пласта. Композитный материал включает твердые частицы, по крайней мере на часть поверхности которых нанесено покрытие из агента для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент для присоединения гидрофобного фрагмента к поверхности твердой частицы. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. В присутствии агента для модификации поверхности на твердой частице сводится к минимуму накопление мелкозернистого материала или пыли из твердых частиц, а также сводится к минимуму повреждение набивки расклинивающего агента внутри пласта.
В еще одном варианте предлагается способ снижения накопления мелкозернистого материала и/или пыли из расклинивающего агента или частиц для контроля выноса песка в ходе операции по обработке скважины. Согласно этому варианту, композитный материал формируется в ходе самоорганизации агента для модификации поверхности по крайней мере на части поверхности частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Агент для модификации поверхности характеризуется наличием гидрофобного хвоста и якорного фрагмента для фиксации гидрофобного хвоста на частицах расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Количество мелкозернистого материала и/или пыли, накапливаемых из частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка, снижается за счет самоорганизации агента для модификации поверхности на частицах расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка.
В одном варианте предлагается способ снижения накопления мелкозернистого материала в ходе добычи углеводородов из подземного пласта. Согласно способу в скважину закачивают расклинивающий агент или агент для контроля выноса песка. Частицы расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка покрыты агентом для модификации поверхности, который характеризуется гидрофобным хвостом и якорным фрагментом для фиксации гидрофобного хвоста к частице расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Количество мелкозернистого материала, накапливающегося в ходе закачивания в скважину частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка, снижается по сравнению с количеством мелкозернистого материала, накапливающегося в ходе закачивания в скважину частиц необработанного расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка.
В другом варианте предлагается способ снижения количества мелкозернистого материала, накапливающегося в ходе закачивания частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Согласно способу по крайней мере часть поверхности расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка покрыта агентом для модификации поверхности до закачивания в скважину частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к расклинивающему агенту или частицам для контроля выноса песка в скважину. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Количество мелкозернистого материала, накапливающегося в ходе закачивания в скважину частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка, снижается по сравнению с количеством мелкозернистого материала, накапливающегося в ходе закачивания в скважину частиц необработанного расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка.
В еще одном варианте предлагается способ предотвращения высвобождения пыли из частиц расклинивающего агента или частиц для контроля выноса песка в ходе операции по обработке скважины. Согласно способу по крайней мере часть поверхности частицы расклинивающего агента или частицы агента для контроля выноса песка покрыта агентом для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности включает гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста на частице расклинивающего агента или частице агента для контроля выноса песка. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Затем частицы расклинивающего агента с покрытием или частицы агента для контроля выноса песка с покрытием закачивают в скважину, которая проходит через продуцирующий углеводороды пласт. В присутствии агента для модификации поверхности на поверхности частицы расклинивающего агента или частицы агента для контроля выноса песка снижается количество пыли, высвобождаемой из частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка.
В одном варианте предлагается способ повышения сопротивления раздавливанию расклинивающего агента, который закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт в ходе операции по гидроразрыву. Согласно способу расклинивающий агент обрабатывают агентом для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности характеризуется гидрофобным хвостом и якорным фрагментом для фиксации гидрофобного хвоста на поверхности расклинивающего агента. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Величина сопротивления раздавливанию расклинивающего агента при напряжении смыкания трещины на уровне 1500 фунтов на кв.дюйм (инструкции американского института нефти API RP 5856 или API RP 60) превосходит величину сопротивления раздавливанию необработанного расклинивающего агента при температуре более 150°F.
В другом варианте предлагается способ предотвращения миграции песка в ходе операции по контролю выноса песка в скважине. Согласно способу в скважину закачивают частицы для контроля выноса песка. По крайней мере часть поверхности частицы для контроля выноса песка обрабатывают агентом для модификации поверхности, включающим гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты, которое фиксирует гидрофобный хвост на поверхности частицы для контроля выноса песка.
В еще одном варианте предлагается способ предотвращения миграции песка в ходе операции по контролю выноса песка в скважине. Согласно способу в скважину закачивают частицы для контроля выноса песка. Агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост и якорный фрагмент, фиксируется по крайней мере на части поверхности частицы для контроля выноса песка в условиях in situ через якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В одном варианте предлагается способ снижения количества мелкозернистого материала, накапливающегося в подземном пласте в ходе операции по гидроразрыву или операции по контролю выноса песка. Согласно способу твердые частицы закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт. Затем агент для модификации поверхности, содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент, фиксируется по крайней мере на части поверхности твердой частицы в условиях in situ через якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В другом варианте предлагается способ интенсификации подземного пласта, причем флюид для гидроразрыва, содержащий твердые частицы, закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт, под давлением, превосходящем давление гидроразрыва подземного пласта. Агент для модификации поверхности фиксируется in situ по крайней мере на части поверхности твердой частицы. Агент для модификации поверхности включает гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста на твердой частице. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. В присутствии агента для модификации поверхности на поверхности твердой частицы сводится к минимуму накопление мелкозернистого материала или пыли из твердых частиц, а также сводится к минимуму повреждение набивки расклинивающего агента внутри пласта.
В еще одном варианте предлагается способ снижения накопления мелкозернистого материала и/или пыли из частиц расклинивающего агента или частиц агента для контроля выноса песка в ходе операции по обработке скважины. Согласно способу в скважину закачивают частицы расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Затем в скважину закачивают агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Агент для модификации поверхности фиксируется in situ через его якорный фрагмент по крайней мере на части поверхности частицы расклинивающего агента или частицы для контроля выноса песка. В присутствии агента для модификации поверхности на поверхности частицы расклинивающего агента или частицы агента для контроля выноса песка снижается количество мелкозернистого материала и/или пыли, накапливаемых из частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка.
В одном варианте предлагается способ предотвращения высвобождения пыли из частиц расклинивающего агента или частиц агента для контроля выноса песка в ходе операции по обработке скважины. Согласно этому способу частицы расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт. Агент для модификации поверхности фиксируется in situ по крайней мере на части поверхности частицы расклинивающего агента или частицы для контроля выноса песка. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Агент для модификации поверхности фиксируется на поверхности частицы расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка через якорный фрагмент. В присутствии агента для модификации поверхности на поверхности частицы расклинивающего агента или частицы агента для контроля выноса песка снижается количество пыли, высвобождаемой из частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка в ходе операции по обработке скважины.
В другом варианте предлагается способ повышения сопротивления раздавливанию расклинивающего агента, который закачивают в скважину, проходящую через подземный пласт в ходе операции по гидроразрыву. Согласно этому способу агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост и якорный фрагмент, фиксируется по крайней мере на части поверхности расклинивающего агента после закачивания в скважину расклинивающего агента. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Агент для модификации поверхности фиксируется на поверхности расклинивающего агента через якорный фрагмент. Величина сопротивления раздавливанию расклинивающего агента при напряжении смыкания трещины на уровне 1500 фунтов на кв.дюйм (API RP 56 или API RP 60) превосходит величину сопротивления раздавливанию необработанного расклинивающего агента.
В еще одном варианте предлагается способ повышения продуктивности подземного пласта, согласно которому в скважину закачивают композитный материал. Композитный материал содержит эластомерное ядро, по крайней мере частично покрытое агентом для модификации поверхности. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Якорный фрагмент агента для модификации поверхности присоединен к высокоэластичному ядру.
В одном варианте предлагается композитный материал, включающий эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, и предназначенный для изоляции продуктивной зоны от других зон в скважине. Композитный материал включает эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, нанесенный в виде покрытия по крайней мере частично на эластомерное ядро. Агент для модификации поверхности состоит из якорного фрагмента и гидрофобного хвоста. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты. Якорный фрагмент присоединен к эластомерному ядру.
В другом варианте предлагается композитный материал, включающий эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, и предназначенный для повышения эффективности разжижителя в процессе операции по гидроразрыву. Композитный материал включает эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, нанесенный в виде покрытия по крайней мере частично на эластомерное ядро. Агент для модификации поверхности, включающий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к эластомерному ядру. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В одном варианте предлагается композитный материал, включающий эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, и предназначенный для снижения потери давления в трубе на трение внутри скважины. Композитный материал включает эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, нанесенный в виде покрытия по крайней мере частично на эластичное ядро. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент для присоединения гидрофобного фрагмента к эластомерному ядру. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В другом варианте предлагается способ добычи углеводородов из подземного пласта - резервуара, причем в подземный пласт - резервуар закачивают композитный материал, содержащий эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, который по крайней мере частично нанесен на эластомерное ядро. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к эластомерному ядру. Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
В еще одном варианте предлагается способ обработки подземного пласта, через который проходит скважина, согласно которому композитный материал, включающий эластомерное ядро и агент для модификации поверхности, нанесенный в виде покрытия по крайней мере на часть эластомерного ядра, закачивают в подземный пласт через ствол скважины. Агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Гидрофобным хвостом является фторированный углерод, и якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты.
Характеристики и преимущества настоящего изобретения, описанные выше, и дополнительные признаки и достоинства становятся более очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения 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 твердых частиц.
На фиг. 2 показано сохранение проницаемости искусственного керна, содержащего расклинивающий агент Carbolite 20-40 и кварцевый песок размером 80-100 меш при использовании агента для модификации поверхности, описанного в данном контексте.
На фиг. 3 показано сохранение проницаемости расклинивающего агента/гравия (обработанного и необработанного) после воздействия на набивку воды, линейного геля и затем воды.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения
Характеристики и преимущества настоящего изобретения и дополнительные признаки и достоинства становятся более очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения следующего подробного описания типичных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые фигуры. Следует понимать, что настоящее описание, в котором представлены типичные варианты его осуществления, не ограничивает пункты формулы настоящего изобретения и любые другие патенты 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 таких 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. Для специалистов представляется очевидным, что 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. А также термины «включающий» и «содержащий в своем составе» использованы в данном контексте и в пунктах формулы изобретения в неограничивающей форме, и таким образом, означают «включающий, но не ограничиваясь только им…». Термин «введение» в смысле введения материала или флюида в скважину или подземный пласт, означает закачивание или подачу материала или флюида в скважину или пласт. Более того, ссылка в данном контексте или пункте формулы изобретения на компоненты или аспекты в единственном числе не обязательно 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.
Композитный материал состоит из твердых частиц и агента для модификации поверхности, который проявляет гидрофобность. Агент для модификации поверхности может включать гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста на твердой частице. (Использованные в данном контексте термины «присоединение» или «фиксация) включают, но не ограничиваясь только ими, адгезию, прививку, связывание (включая ковалентное связывание), нанесение в виде покрытия или связывание иного типа гидрофобного хвоста с твердой частицей. Использованный в данном контексте термин «гидрофобный хвост» также означает гидрофобный заместитель в составе агента для модификации поверхности). Гидрофобная природа хвоста может дополнительно изменить смачиваемость поверхности твердой частицы. В то время как хвост в составе агента для модификации поверхности проявляет гидрофобные свойства, он может также проявлять олеофобные (маслоотталкивающие) свойства. Следовательно, агент для модификации поверхности можно рассматривать как омнифобный материал.
Якорный фрагмент служит для присоединения (предпочтительно ковалентной связью) агента для модификации поверхности к поверхности твердой частицы. Следует понимать, что гидрофобный хвост, присоединенный к якорному фрагменту в составе агента для модификации поверхности, не связан с поверхностью твердой частицы. Таким образом, хвост в составе агента для модификации поверхности присоединен лишь не напрямую к твердой частице через якорный фрагмент
Гидрофобность, придаваемая твердой частице с помощью агента для модификации поверхности, может продлить срок службы твердых частиц по сравнению с чистыми твердыми частицами. (Термин «необработанный», использованный в данном контексте, означает твердые частицы без покрытия из агента для модификации поверхности. При сравнении необработанных твердых частиц с твердыми частицами с присоединенным агентом для модификации поверхности следует понимать, что твердые частицы в составе композитного материала являются идентичными чистым (то есть необработанным) твердым частицам).
Композитный материал в основном характеризуется способностью выдерживать нагрузки более 20 фунтов на кв.дюйм при температуре более 150°F без разрушения. При использовании в ходе операции по гидроразрыву композитный материал обычно характеризуется способностью выдерживать нагрузки более приблизительно 1500 фунтов на кв.дюйм при температуре более 150°F (руководство американского института нефти АНИ, API RP 56 или API RP 60) без разрушения. Твердые частицы могут изменять форму и все еще сохранять прочность при использовании при высоком давлении более 4000 фунтов на кв.дюйм. Композитные материалы предотвращают миграцию гранул песка и/или других мелкозернистых материалов из пласта в скважину.
При использовании в операции по гидроразрыву твердые частицы в составе композитного материала могут представлять собой расклинивающий агент. При использовании в операции по контролю выноса песка агент для модификации поверхности частицы может представлять собой частицы для контроля выноса песка.
Агент для модификации поверхности может полностью покрывать твердую частицу. В другом варианте агент для модификации поверхности можно наносить только на часть поверхности твердой частицы. В предпочтительном варианте агент для модификации поверхности можно наносить на приблизительно от 10 до 100% площади поверхности твердой частицы и предпочтительно приблизительно на 75% поверхностной площади твердой частицы. В наиболее предпочтительном варианте агент для модификации поверхности покрывает всю площадь поверхности твердой частицы. Толщина слоя агента для модификации поверхности на твердой частице обычно составляет от приблизительно 2 до приблизительно 40 нм.
Обычно композитный материал готовят перед его закачиванием в скважину и/или пласт. Однако агент для модификации поверхности можно закачивать в скважину, а затем он может быть нанесен на твердые частицы в скважине в условиях in situ. Таким образом, вариант осуществления настоящего изобретения включает способ ковалентного связывания или присоединения гидрофобного маслоотталкивающего или омнифобного хвоста к частицам расклинивающего агента или гравийной набивки в условиях in situ. Например, агент для модификации поверхности можно закачивать в скважину в ремонтных целях после того, как набивка расклинивающего агента сформирована в скважине и/или пласте. В таких случаях агент для модификации поверхности фиксируется на частицах расклинивающего агента, определяя набивку расклинивающего агента in situ.
Когда композитный материал формируется in situ, агент для модификации поверхности и твердые частицы можно закачивать в ствол скважины с использованием аналогичного (а также и другого) флюида для обработки.
Твердые частицы в составе композитного материала могут быть эластичными. Эластомеры могут образовывать эластомерное ядро, на которое можно наносить агент для модификации поверхности. Используемые для получения композитного материала, описанного в данном контексте, эластомеры включают природный каучук и искусственные вещества, имитирующие природный каучук, которые растягиваются при напряжении, проявляют высокий предел прочности при растяжении, быстро сокращаются и в основном восстанавливают свои исходные размеры. Термин «эластомеры», использованный в данном контексте, включает термопластические эластомеры и не-термопластические эластомеры. Термин включает смеси (физические смеси) эластомеров, а также сополимеры, терполимеры и мультиполимеры. Пригодные эластомеры включают сополимер этилена, пропилена и диена (EPDM), нитрильные каучуки, такие как сополимеры бутадиена и акрилонитрила, карбоксилированные сополимеры акрилонитрила и бутадиена, смеси поливинилхлорид-нитрилбутадиена, хлорированный полиэтилен, хлорированный сульфонат полиэтилена, алифатические сложные полиэфиры с хлорированными боковыми цепями (такие как гомополимер эпихлоргидрина, сополимер эпихлогидрина и терполимер эпихлоргидрина, полиакрилатные каучуки, такие как сополимер этилена и акрилата, терполимеры этилена и акрилата, эластомеры этилена и пропилена, в некоторых случаях с третьим мономером, такие как сополимер этилена и пропилена (ЕРМ), сополимеры этилена и винилаацетата, фторуглеродистые полимеры, сополимеры поли(винилиденфторида) и гексафторпропилена, терполимеры поли(винилиденфторида), гексафторпропилена и тетрафторэтилена, терполимеры поли(винилиденфторида), поливинилметилового простого эфира и тетрафторэтилена, терполимеры поли(винилиденфторида), гексафторпропилена и тетрафторэтилена, терполимеры поли(винилиденфторида), тетрафторэтилена и пропилена, перфторэластомеры, такие как перфторэластомеры тетрафторэтилена, фторированные эластомеры с высокой степенью замещения, бутадиеновый каучук, полихлоропреновый каучук), полиизопреновый каучук, полинорборнены, полисульфидные каучуки, полиуретаны, силиконовые каучуки, винилсиликоновые каучуки, фторметилсиликоновый каучук, фторвинилсиликоновые каучуки, фенилметилсиликоновые каучуки, стиролбутадиеновые каучуки, сополимеры изобутилена и изопрена или бутилкаучуки, бромированные сополимеры изобутилена и изопрена и хлорированные сополимеры изобутилена и изопрена.
Типичные примеры фторэластомеров включают сополимеры винилиденфторида и гексафторпропилена и терполимеры винилиденфторида, гексафторпропилена и тетрафторэтилена. Пригодные фторэластомеры могут содержать одно или более звеньев винилиденфторида, одно или более звеньев гексафторпропилена, одно или более звеньев тетрафторэтилена, одно или более звеньев хлортрифторэтилена и/или одно или более звеньев перфтор(алкилвинилового простого эфира), такого как перфтор(метилвиниловый эфир), перфтор(этилвиниловый эфир) и перфтор(пропилвиниловый эфир). Эти эластомеры могут представлять собой гомополимеры или сополимеры. Прежде всего пригодные эластомеры включают фторэластомеры, содержащие винилиденфторидные звенья, гексафторпропиленовые звенья и необязательно тетрафторэтиленовые звенья, и фторэластомеры, содержащие звенья винилиденфторида, звенья перфторалкил-перфторвинилового эфира и звенья тетрафторэтилена, а также звенья сополимеров винилиденфторида и гексафторпропилена.
Коммерческие термопластические эластомеры включают сегментированные полиэфирные термопластические эластомеры, сегментированные полиуретановые термопластические эластомеры, сегментированные полиамидные термопластические эластомеры, смеси термопластических эластомеров и термопластических полимеров и иономерные термопластические эластомеры.
Другие типичные материалы для твердых частиц в составе композитного материала, предназначенного для применения в настоящем изобретении, включают керамику, песок, боксит, оксиды алюминия, минералы, скорлупа орехов, гравий, стекло, смолистые частицы, полимерные частицы, а также их комбинации.
Примеры керамики включают керамику на основе оксидов, керамику на основе нитридов, керамику на основе карбидов, керамику на основе боридов, керамику на основе силицидов или их комбинации. В одном варианте осуществления настоящего изобретения керамика на основе оксидов представляет собой диоксид кремния (SiO2), диоксид титана (TiO2), оксид алюминия, оксид бора, оксид калия, оксид циркония, оксид магния, оксид кальция, оксид лития, оксид фосфора и/или оксид титана или их комбинации. Керамика на основе оксидов, керамика на основе нитридов, керамика на основе карбидов, керамика на основе боридов или керамика на основе силицидов содержит неметалл (например, кислород, азот, бор, углерод или кремний и т.п.), металл (например, алюминий, свинец, висмут и т.п.), переходный металл (например, ниобий, вольфрам, титан, цирконий, гафний, иттрий и т.п.), щелочной металл (например, литий, калий и т.п.), щелочноземельный металл (например, кальций, магний, стронций и т.п.), редкоземельный элемент (например, лантан, церий и т.п.) или галоген (например, фтор, хлор и т.п.). Примеры керамики включают оксид циркония, стабилизированный оксид циркония, упрочненный цирконием оксид алюминия, шпинель, алюмосиликаты (например, муллит, кордиерит), перовскит, карбид кремния, нитрид кремния, карбид титана, нитрид титана, карбид алюминия, нитрид алюминия, карбид циркония, нитрид циркония, карбид железа, оксинитрид алюминия, оксинитрид кремния-алюминия, титанат алюминия, карбид вольфрама, нитрид вольфрама, стеатит и т.п. или их комбинации.
Примеры пригодных песков для твердых частиц включают, но не ограничиваясь только ими, пески Аризоны, пески Висконсина, пески Бэджер, пески Брэди и пески Оттавы. В одном варианте осуществления настоящего изобретения твердые частицы изготовлены из минерала, такого как боксит, который прокаливают для получения твердого материала. В другом варианте боксит или прокаленный боксит характеризуется относительно высокой проницаемостью, такой как бокситный материал, описанный в патенте US №4713203, содержание которого в полном объеме включено в настоящее описание в качестве ссылки.
В еще одном варианте твердые частицы представляют собой относительно облегченные или в основном нейтральные всплывающие твердые частицы или их смесь. Такие материалы можно откалывать (расщеплять), измельчать, дробить или обрабатывать иным способом. Термин «относительно облегченный» означает, что твердые частицы характеризуются кажущимся удельным весом (КУВ) 2,45 или менее, включая ультра-облегченные материалы с КУВ 2,25 или менее, более предпочтительно 2,0 или менее, еще более предпочтительно 1,75 или менее, и в большинстве случае 1,05 или менее.
Природные твердые частицы включают скорлупу орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех-пекан, миндаль, плод фителефаса, бразильский орех и т.п., оболочка фруктовых семян, таких как слива, оливки, персик, вишня, абрикос и т.п., оболочка семян других растений, таких как кукуруза (например, стержни и зерна початков), древесные материалы, такие как полученные из древесины дуба, пекана, грецкого ореха, тополя и красного дерева и т.п. Такие материалы представляют собой частицы, полученные при дроблении, измельчении, разрезании, откалывании и т.п.
Пригодные относительно облегченные твердые частицы описаны в патентах US №№6364018, 6330916 и 6059034, которые все в полном объеме включены в настоящее описание.
Другие твердые частицы, пригодные для применения в настоящем изобретении, включают пластмассы с покрытием из смолы, керамику с покрытием из смолы, или синтетические органические частицы, такие как шарики или пеллеты из нейлона, керамики, полистирола, полистиролдивинилбензола или полиэтилентерефталата, такие как материалы, описанные в патенте US №7931087, включенном в настоящее описание в качестве ссылки.
Термин «твердые частицы», использованный в данном контексте, включает твердые частицы с покрытием и частицы без покрытия. В одном варианте твердые частицы можно обрабатывать материалом покрытия (до применения агента для модификации поверхности). Обычно материал покрытия не является фторированным, и не является производным фосфорсодержащей кислоты. Например, твердые частицы могут представлять собой пористую керамику с покрытием, такую как материалы, описанные в патенте US №7426961, включенном в настоящее описание в качестве ссылки.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения на любые твердые частицы, описанные в данном контексте, можно нанести покрытие, например, смолу, до применения агента для модификации поверхности. В некоторых случаях покрытие может придавать твердым частицам устойчивость и таким образом свести к минимуму разрушение твердых частиц в ходе внутрискважинных операций с использованием композитного материала, описанного в данном контексте. Такие материалы покрытия включают отвержденные, частично отвержденные и не-отвержденные материалы покрытия, например, термореактивную или термопластическую смолу.
Покрытие твердых частиц может представлять собой органическое соединение, которое включает эпоксидные, фенольные, полиуретановые, поликарбодиимидные, полиамидные, полиамидоимидные, фурановые смолы или их комбинации. Фенольная смола представляет собой фенолформальдегидную смолу, полученную при взаимодействии фенола, бисфенола или их производных с формальдегидом. Типичные термопластические смолы включают полиэтилен, акрилонитрил-бутадиен-стирол, полистирол, поливинилхлорид, фторопласты, полисульфид, полипропилен, стирол-акрилонитрил, нейлон и фениленоксид. Типичные термореактивные смолы включают эпоксидную, фенольную (истинную термореактивную смолу, такую как резольная смола, или термопластическую смолу, которая превращается в термореактивную в присутствии отверждающего агента), полиэфирную смолу, полиуретаны, эпокси-модифицированную фенольную смолу и их производные.
В другом варианте твердые частицы, до применения агента для модификации поверхности, представляют собой полимерный расклинивающий агент с покрытием из смолы, керамический расклинивающий агент с покрытием из смолы.
В еще одном варианте покрытие твердых частиц представляет собой сшитую смолу. Сшитое покрытие обычно придает твердым частицам прочность на раздавливание или устойчивость к дроблению.
Предпочтительные твердые частицы представляют собой частицы с группами на их поверхности, которые взаимодействуют с функциональными группами, связанными с якорным фрагментом. Например, твердые частицы могут представлять собой кварцевый песок или керамику. Не основываясь ни на какой теории, можно считать, что реакционноспособный участок твердой частицы ковалентно взаимодействует с якорным фрагментом с образованием ковалентной мостиковой связи -О-Р. Например, если реакционноспособным участком является атом кремния, то якорный фрагмент ковалентно связывается с атомом кремния с образованием ковалентной мостиковой связи Si-O-Р. Такая ковалентная мостиковая связь образуется за счет конденсации гидроксильных групп на поверхности твердой частицы с группами Р-ОН. Таким образом, типичное соединение якорного фрагмента с поверхностью твердой частицы можно представить в виде -O-P-O-Si-. Таким образом, гидрофобный фрагмент агента для модификации поверхности присоединен к твердой частице через промежуточную связь -О-Р-О. Якорный фрагмент агента для модификации поверхности образует ковалентную связь с реакционноспособной гидроксильной группой на поверхности твердой частицы. Полагают, что происходит комплексобразование атома кислорода в составе фосфорильной группы и атома кремния на поверхности. На фиг. 1 представлена схема образования тридентантных поверхностных фосфонатных остатков за счет координации и конденсации с поверхностью твердой частицы.
Размер твердых частиц можно выбирать в зависимости от ожидаемых условий в скважине. В связи с этим, более крупные частицы могут потребоваться, когда используются частицы с относительно низкой прочностью. Обычно размер частиц находится в интервале от приблизительно 4 меш до приблизительно 100 меш, в другом варианте от приблизительно 20 меш до приблизительно 40 меш.
Агент для модификации поверхности, описанный в данном контексте, проявляет стабильность in situ при температуре и давлении внутри скважины. Кроме того, агент для модификации поверхности повышает срок службы твердых частиц.
В предпочтительном варианте якорный фрагмент включает производное органической фосфорсодержащей кислоты, а гидрофобный хвост представляет собой фторсодержащий остаток. В другом варианте фторсодержащим остатком является Rf-(CH2)p-, где Rf означает перфторированную алкильную группу или содержит перфторированную алкиленэфирную группу, а р равно от 2 до 4, предпочтительно 2.
Предпочтительно, фторсодержащий остаток характеризуется среднечисловой молекулярной массой менее 2000.
Примеры перфторированных групп фторсодержащего остатка характеризуются структурой
где Y означает F или CnF2n+1, m равен от 4 до 20 и n равен от 1 до 6.
В предпочтительных олигомерных или перфторалкиленовых эфирных группах группы R и/или R'' характеризуются структурой
где А означает кислород или химическую связь, такую как CF2, n равен от 1 до 20, предпочтительно от 1 до 6, Y означает Н, F, CnH2n+1 или CnF2n+1, b равен по крайней мере 1, например, от 2 до 10, m равен от 0 до 50, а р равен от 0 до 20.
Якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты, фосфоновой кислоты или фосфиновой кислоты. Органическая группа якорного фрагмента является мономерной или полимерной.
Примеры производных мономерной фосфорной кислоты включают соединения или смеси соединений, характеризующихся структурой (RO)x-P(O)-(OR')y, где х равен 1-2, у равен 1-2 и х+у=3, R предпочтительно означает радикал, содержащий от 1 до 30, предпочтительно от 2 до 20, более предпочтительно от 6 до 18 атомов углерода, R' означает Н, металл, такой как щелочной металл, например, натрий или калий, или низший алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил. Предпочтительно часть R' означает Н. Органическим компонентом фосфорной кислоты (R) является насыщенная или ненасыщенная алифатическая группа или арил или арил-замещенный остаток. По крайней мере одна органическая группа может содержать концевые или омега-функциональные группы, как описано ниже.
Примеры производных мономерной фосфоновой кислоты включают соединения или смеси соединений, характеризующихся структурой
где а равно 0-1, b равно 1, с равно 1-2 и a+b+с равно 3, R и R'' предпочтительно каждый независимо друг от друга означают радикал, содержащий от 1 до 30, предпочтительно от 2 до 20, более предпочтительно от 6 до 18 атомов углерода, R' означает Н, металл, такой как щелочной металл, например, натрий или калий, или низший алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил. Предпочтительно часть R' означает Н. Органическим компонентом фосфоновой кислоты (R или R'') является насыщенная или ненасыщенная алифатическая группа или арил или арил-замещенный остаток. По крайней мере одна органическая группа может содержать концевые или омега-функциональные группы, как описано ниже.
Примеры производных мономерной фосфиновой кислоты включают соединения или смеси соединений, характеризующихся структурой
где d равно 0-2, е равно 0-2, f равно 1 и d+e+f равно 3, R и R'' предпочтительно каждый независимо друг от друга означают радикалы, содержащие от 1 до 30, предпочтительно от 2 до 20, более предпочтительно от 6 до 18 атомов углерода, R' означает Н, металл, такой как щелочной металл, например, натрий или калий, или низший алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, такой как метил или этил. Предпочтительно часть R' означает Н. Органическим компонентом фосфиновой кислоты (R, R'') является насыщенная или ненасыщенная алифатическая группа или арил или арил-замещенный остаток. Примеры органических групп, включающих R и R'', включают длинно- и короткоцепные алифатические углеводороды, ароматические углеводороды, замещенные алифатические углеводороды и замещенные ароматические углеводороды.
По крайней мере одна из органических групп может также содержать одну или более концевых или омега-функциональных групп, которые являются гидрофобными. Примеры концевых или омега-функциональных групп включают карбоксильную группу, такую как карбоновая кислота, гидроксильная группа, аминогруппа, иминогруппа, амидогруппа, тиогруппа, 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 Rf-(СН2)p-, где Rf обозначает перфторированную алкильную группу или группу перфторированного алкиленового простого эфира, указанного выше, и р равен от 2 до 4, предпочтительно равен 2.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения агент для модификации поверхности характеризуется формулой Rf-(CH2)p-Z, где Z обозначает:
где R и R'' 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.
В другом варианте агент для модификации поверхности характеризуется формулой CF3(CnF2n)CH2CH2PO3H2, где n равен от 3 до 5, или CF3(CF2)xO(CF2CF2)yCH2CH2-PO3H2, где х равен от 0 до 7, у равен от 1 до 20 и х+у менее или равно 27.
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 внутри скважины могут легко проскальзывать вдоль поверхности твердых частиц, несущих углеводороды, так как снижается боковая адгезия флюида.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения хвост самопроизвольно располагается на поверхности твердых частиц. Таким образом, в процессе обработки скважины хвост агента для модификации поверхности может располагаться в результате самоорганизации.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения хвост в составе агента для модификации поверхности в результате самоорганизации располагается на поверхности твердых частиц и при этом формируется многослойное покрытие. Полагают, что формирование одного или более слоев агента для модификации поверхности на поверхности твердой частицы происходит в процессе спонтанной самоорганизации хвоста, индуцированной образованием химических связей.
Композитные материалы, описанные в данном контексте можно получить при смешивании твердых частиц и агента для модификации поверхности в резервуаре при комнатной температуре в течение определенного периода времени, предпочтительно от приблизительно 2 до приблизительно 5 мин. Затем твердые частицы отфильтровывают и сушат при комнатной температуре в вакууме или в печи при температуре от приблизительно 100°F до приблизительно 400°F, но предпочтительно от приблизительно 100 до приблизительно 200°F, наиболее предпочтительно приблизительно 150°F. В другом варианте жидкость можно не отделять от твердых частиц и смесь выдерживать в печи при температуре от приблизительно 100°F до приблизительно 400°F, предпочтительно от приблизительно 100°F до приблизительно 200°F, предпочтительно приблизительно 150°F. Затем продукт охлаждают до комнатной температуры. В еще одном варианте композитные материалы можно получить с использованием технологий псевдоожиженного слоя или распыления или погружения.
Агент для модификации поверхности можно растворить или диспергировать с образованием раствора. Затем раствор можно наносить на твердые частицы. Примеры растворителей включают спирты, такие как метанол, этанол и пропанол, алифатические углеводороды, такие как гексан, изооктан и декан, простые эфиры, например, тетрагидрофуран, и диалкиловые эфиры, такие как диэтиловый эфир.
Агент для модификации поверхности в составе композитных материалов способен образовывать олеофильную поверхность на твердой частице. Предполагается, что олеофильная поверхность облегчает передвижение водного флюида для обработки, так как вода отталкивается от олеофильной поверхности.
Перед нанесением агента для модификации поверхности на твердые частицы можно наносить клейкий агент. В качестве клейкого агента можно использовать адгезив или смолу, повышающую клейкость, чтобы способствовать приклеиванию агента для модификации поверхности к твердой частице. Кроме того, клейкий агент может представлять собой слой, который обеспечивает присутствие реакционноспособной группы на твердой частице.
В предпочтительном варианте в качестве клейкого агента используют металлоорганический материал, прежде всего в тех случаях, если твердые частицы содержат реакционноспособные функциональные группы. Такие металлоорганические материалы включают соединения, полученные из переходного металла, такого как металл группы IIIB или переходного металла, выбранного из группы IVB, VB и VIB. Предпочтительные переходные металлы включают титан, цирконий, лантан, гафний, тантал и вольфрам.
Органический фрагмент металлоорганического материала может содержать алкоксид и/или галогениды. Примеры пригодных алкоксидных групп включают группы, содержащие от 1 до 18 атомов углерода, предпочтительно от 2 до 8 атомов углерода, такие как этоксид, пропоксид, изопропоксид, бутоксид, изобутоксид и трет-бутоксид. Примеры пригодных галогенидов включают фторид и хлорид. Другими лигандами, которые могут присутствовать, являются ацетилацетонаты.
Пригодными металлоорганическими соединениями могут являться сложные эфиры или полимерные формы сложных эфиров, включающие:
i. алкоксилаты титана и циркония общей формулы M(OR)4, где М выбирают из Ti и Zr, a R означает C1-C18 алкил,
ii. алкиловые сложные эфиры титана и циркония общей формулы (Х)4-у-M(OR)y, где М выбирают Ti и Zr, а X выбирают из фтора и хлора, R означает С1-C18 алкил, а у=2 или 3,
iii. полимерные алкилтитанаты и цирконаты, которые образуются при конденсации алкоксилатов (а), то есть частично гидролизованных алкиловых сложных эфиров общей формулы RO[-M(OR)(X)O-]yR, где М, R и X определены выше, а у равен положительному целому числу,
iv. хелатные соединения титана, полученные из ортотитановой кислоты и многоатомных спиртов, содержащих одну или более дополнительных гидроксильных, галогеновых, кето-, карбоксильных или аминогрупп групп, способных переносить электроны к атому титана. Примеры таких хелатных соединений включают соединения общей формулы Ti(O)a(OH)b(OR')c(XY)d, где a=4-b-c-d, b=4-a-c-d, c=4-a-b-d, d=4-a-b-c, R' означает H, R определен выше или означает X-Y, где X означает отдающую электрон группу, такую как кислород или азот, a Y означает алифатический радикал, содержащий в цепи два или три атома углерода, такой как:
(а) -СН2-СН2-, например, этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, или
(б) Молочная кислота
(в) енольная форма ацетилацетона и
(г) 1,3-октиленгликоль,
v. акрилаты титана общей формулы Ti(OCOR)4-n(OR)n, где R означает C1-C18 алкил, как определено выше, а n равен целому числу от 1 до 3, и их полимерные формы или
vi. смеси (а) и (б).
Металлоорганическое соединение обычно растворяют или диспергируют в разбавителе. Примеры пригодных разбавителей включают спирты, такие как метанол, этанол и пропанол, алифатические углеводороды, такие как гексан, изооктан и декан, простые эфиры, например, тетрагидрофуран, и диалкиловые простые эфиры, такие как диэтиловый эфир. В другом варианте металлоорганическое соединение можно наносить на твердую частицу с использованием технологии осаждения в паровой фазе.
Концентрация металлоорганического соединения в композиции не является особо определяющей величиной, но обычно составляет по крайней мере 0,001 мМ, обычно от 0,01 мМ до 100 мМ и более типично от 0,1 до 50 мМ.
Клейкий агент можно наносить на твердые частицы при смешивании всех компонентов одновременно при низком значении сдвига или при смешивании ингредиентов на нескольких стадиях. Металлорганические соединения, описанные выше, способны вступать во взаимодействие с влагой, поэтому следует избегать попадания влаги в разбавители или вспомогательные вещества и проводить смешивание в практически безводных условиях.
Металлоорганическую композицию можно наносить на твердые частицы с использованием стандартных способов, таких как нанесение покрытия методом погружения, такого как окунание, вальцевание, распыление или втирание. При этом получают пленку. Продукт выдерживают до испарения разбавителя при нагревании при температуре 50-200°С.
Примеры твердых частиц, пригодные для использования с металлорганическими клейкими агентами, включают частицы, содержащие на поверхности оксидные группы, способные взаимодействовать с функциональными группами, связанными с металлорганическими материалами, такими как керамика.
Композитный материал прежде всего пригоден для обработки песчаных пластов, карбонатных пластов и глинистых сланцев.
Композитный материал можно закачивать во флюид-носитель или флюид для обработки, чтобы ускорить доставку композитного материала до требуемого участка в пласте. Можно использовать любой флюид-носитель, пригодный для перемещения твердых частиц в скважину и/или разрыв в подземном пласте, который находится в гидродинамической связи со скважиной, включая, но не ограничиваясь только ими, флюиды-носители, включая солевой раствор, морскую воду, воду без загустителей, пресную воду, раствор хлорида калия, насыщенный раствор хлорида натрия, жидкие углеводороды и/или газ, такой как азот или диоксид углерода. Композитный материал можно закачивать в резервуар в качестве компонента флюида. Флюид можно закачивать в скважину в любое время. Таким образом, например, композитный материал можно закачивать в качестве компонента флюида для гидроразрыва, флюида разрыва без расклинивающих агентов, флюида для кислотной обработки и т.п.
Концентрация агента для модификации поверхности в флюиде, закачиваемом в резервуар, обычно составляет от приблизительно 0,01 об. % до 100 об. %, или более предпочтительно от приблизительно 0,1 об. % до 20 об. %. В одном варианте композитный материал можно использовать при относительно низкой концентрации в ходе операций по гидроразрыву с использованием «скользкой воды».
Хвост в составе агента для модификации поверхности может в результате самоорганизации располагаться таким образом, что гидрофобность агента для модификации поверхности удалена от поверхности твердой частицы. Так как гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности удален от твердой частицы, твердые частицы можно использовать более эффективно.
Композитный материал улучшает продуктивность скважины. При гидроразрыве композитный материал обеспечивает в пласте гидродинамическую связь с высокой проводимостью, тем самым обеспечивая повышенный объем добычи нефти и газа. Таким образом, повышается проницаемость пласта, если агент для модификации поверхности присоединен к поверхности твердой частицы, по сравнению с исходными (необработанными) твердыми частицами. Более того, применение описанных композитных материалов в большей степени повышает проводимость пласта по сравнению со стандартными расклинивающими агентами.
Кроме того, проводимость пласта можно повысить способом, описанным в данном контексте, так как гидрофобный хвост эффективно способствует удалению остаточного полимера. Повышенная проводимость может быть обусловлена более эффективной длиной расклиненной трещины. Более эффективная длина расклиненной трещины означает улучшенные эффективность интенсификации, продуктивность скважины и дренирования пласта-коллектора.
Композитный материал прежде всего проявляет эффективность в ходе операций по гидроразрыву с использованием разжижителя геля, такого как реагент для деструкции ферментов, чтобы придать омниофобные свойства (гидрофобные и олеофобные свойства) в среде, окружающей разжижитель геля. Такие свойства повышают стабильность разжижителя геля, прежде всего при высоких температурах, таких как более 160°F, в некоторых случаях более 180°F, а в некоторых случаях более 220°F.
В этих областях применения композитный материал предназначен для улучшения продуктивности ствола скважины и/или для контроля продуктивности расклинивающего агента для разрыва или песка в пласте.
Агент для модификации поверхности можно также использовать для нанесения покрытия на расклинивающий агент в набивке в условиях in situ. Набивка расклинивающего агента может зависеть от кажущейся удельной плотности расклинивающего агента. Например, набивка может составлять от приблизительно 0,02 фута на кв. фунт для расклинивающего агента с кажущейся удельной плотностью от приблизительно 1,06 до приблизительно 1,5. Набивка расклинивающего агента может вызвать увеличение пористости разрыва.
Кроме того, композитные материалы проявляют эффективность в составе твердых частиц в ходе операции по гравийной набивке. При использовании в операциях по контролю выноса песка обработка может включать или не включать фильтр гравийной набивки, может включать закачивание в ствол скважины при давлении ниже, равном давлению разрыва в пласте или выше давления разрыва в пласте, таком как гидроразрыв с установкой гравийных фильтров, и/или обработка при необходимости может включать комбинацию композитного материала со смолами, такими как смолы для закрепления рыхлых песчаников. В другом варианте вместо фильтра можно использовать любой другой метод, в котором набивка твердых частиц формируется в стволе скважины, которая является проницаемой для флюидов, добываемых из ствола скважины, таких как нефть, газ или вода, но которая в значительной степени предотвращает или снижает попадание материалов пласта, таких как песчаник, из пласта в ствол скважины. Гидрофобный характер композитных материалов, описанных в данном контексте, дополнительно повышает продуктивность за счет предотвращения миграции рыхлых твердых частиц в ствол скважины и предотвращения обратного потока частиц расклинивающего агента или гравийной набивки вместе с добываемыми флюидами. Сниженную степень обратного потока, которая обеспечивается композитными материалами, можно объяснить уплотнением твердых частиц с помощью агента для модификации поверхности.
Присутствие агента для модификации поверхности на твердой частице дополнительно снижает потери давления на трение для флюидов в эксплуатируемом пласте в ходе добычи углеводородов. Потери давления на трение могут возникнуть в процессе турбулентного потока флюидов внутри скважины. Кроме того, снижение потерь давления на трение возникает в ходе закачивания добытых углеводородов из эксплуатируемого пласта. Таким образом, снижение потерь давления на трение в скважине можно объяснить за счет связывания агента для модификации поверхности на поверхности твердой частицы. Следовательно, в присутствии агента для модификации поверхности на твердой частице снижаются потери давления на трение и улучшается поток углеводородов (или водной фазы).
Кроме того, снижение трения внутри скважины, обеспечиваемое агентом для модификации поверхности, снижает укрепление или возможность укрепления расклинивающего агента в пласте. Такое преимущество имеет особое значение в сланцевых пластах.
При связывании с поверхностью твердой частицы, угол скольжения между флюидами в скважине и композитным материалом снижается по сравнению с исходными твердыми частицами, не содержащими агент для модификации поверхности. Улучшение потоков флюидов наблюдается как в углеводородной фазе, так в водной фазе. Снижение угла скольжения является дополнительным преимуществом повышения восстановления нагрузки по воде за счет восстановления обратного потока воды из скважины после возвращения флюида гидроразрыва на поверхность.
Использованный в данном контексте термин «угол скольжения» (известный также как «угол наклона», означает измерение боковой адгезии капли жидкости на поверхности субстрата. Таким образом, угол скольжения жидкости на субстрате, содержащем агент для модификации поверхности, будет меньше угла скольжения той же жидкости на (том же) субстрате («исходный немодифицированный субстрат»), который не содержит присоединенный к нему агент для модификации поверхности. Если агент для модификации поверхности связан только с частью субстрата, то угол скольжения капли жидкости на части субстрата, содержащей связанный с ней агент для модификации поверхности, будет ниже угла скольжения жидкости на субстрате, который не содержит присоединенный к нему агент для модификации поверхности.
Снижение потерь давления на трение в ходе добычи углеводородов из скважины можно измерить по снижению угла скольжения флюида на поверхности пласта. Снижение прочности адгезионного сцепления приводит к снижению сопротивления между жидкостью и твердой поверхностью, что облегчает движение флюида при определенной нагрузке. Снижение угла скольжения ускоряет поток флюида из скважины за счет уменьшения количества флюида, захваченного внутри пласта.
В одном варианте угол скольжения флюида на поверхности твердых частиц, обработанных агентом для модификации поверхности, может составлять 60° или менее, в некоторых случаях 20° или менее, в других случаях 10° или менее, в еще одних случаях 5° или менее. В одном примере наблюдался угол скольжения углеводорода менее 10°. В другом примере наблюдалось снижение боковой адгезии флюида, которое сопровождалось снижением угла скольжения от 80° (не обработанный субстрат) до 40° (обработанный субстрат).
Снижение угла скольжения не зависит от краевого угла смачивания. Краевой угол смачивания означает угол между каплей жидкости и поверхностью твердой частицы. Высокий краевой угол смачивания снижает нормальную адгезию капли жидкости к твердой частице за счет снижения площади контактирования жидкости с твердой частицей.
Краевой угол смачивания является мерой гидрофобности. Обычно, жидкость считается «смачивающей» или гидрофильной, если краевой угол смачивания составляет менее 90°, и «несмачивающей» или гидрофобной, если краевой угол смачивания составляет более 90°. Поверхность с краевым углом смачивания водой более 150° обычно называется «ультра-гидрофобной», что характерно для водоотталкивающей поверхности. Супер-гидрофобная поверхность может характеризоваться гистерезисом краевого угла смачивания менее 10°, в некоторых случаях менее 5°. Если краевой угол смачивания составляет величину менее 90°, тенденция смачивания субстрата с модифицированной поверхностью может увеличиваться, если субстрат имеет шероховатую, а не гладкую поверхность. Если краевой угол смачивания составляет величину более 90°, отталкивающая способность субстрата повышается, если субстрат имеет шероховатую поверхность.
Так как 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 внутри скважины. Между краевым углом и углом смачивания отсутствует взаимосвязь. Таким образом, краевой угол нельзя определить по углу скольжения. Улучшение потерь давления на трение наблюдается, если снижается угол скольжения, а краевой угол смачивания равен 20° или менее. Более того, улучшение потерь давления на трение наблюдается, если снижается угол скольжения, а краевой угол смачивания равен 120° или более. Например, эффективность агентов для модификации поверхности на поверхности субстрата в отношении снижения потерь давления на трение наблюдается, если флюид характеризуются краевым углом менее 20° и углом скольжения менее 20°, а также краевым углом более 120° и углом скольжения менее 20°.
Количество мелкозернистых частиц или пыли, которые обычно накапливаются из необработанных (исходных) частиц в условиях in situ, можно снизить за счет присоединения агента для модификации поверхности по крайней мере к части поверхности твердой частицы. Например, если агент для модификации поверхности присоединен по крайней мере к части поверхности твердой частицы, количество мелкозернистых частиц или пыли, которые накапливаются в ходе закачивания расклинивающего агента или частиц для контроля выноса песка в скважине, снижается по сравнению с количеством мелкозернистых частиц, которые накапливаются в ходе закачивания необработанных расклинивающего агента или частиц для контроля выноса песка в скважине.
Снижение накопления мелкозернистых частиц и/или пыли можно также объяснить снижением трения внутри скважины, которое обеспечивается присутствием агента для модификации поверхности на поверхности твердой частицы. Как уже было описано выше, сначала можно закачивать твердые частицы в скважину, а затем закачивать в скважину агент для модификации поверхности в условиях in situ. Количество мелкозернистых частиц и/или пыли, которые обычно накапливаются из частиц, снижается благодаря присутствию агента для модификации поверхности.
Если твердые частицы присутствуют в пласте в виде набивки, количество мелкозернистых частиц и тем самым повреждение пласта или операции, которые обычно связаны с выкрашиванием мелкозернистого материала из набивки твердых частиц в пласте, можно свести к минимуму, если частицы набивки покрыты агентом для модификации поверхности, по сравнению с использованием частиц в их исходном состоянии.
Кроме сведения к минимуму накапливания мелкозернистых частиц и/или пыли в ходе операции по обработке скважины, композитные материалы можно использовать для предотвращения миграции зерен песка, а также мелкозернистых частиц из пласта в ствол скважины.
Композитный материал можно также использовать по своей природе на близлежащих к стволу скважины участках (оказывать влияние на близлежащие к стволу скважины регионы). В одном варианте композитные материалы можно использовать в качестве пакеров и разобщающих профилометров, а также для осуществления зонального разобщения интервалов в пласте. Уплотнения или флюидоупоры, которые подвергаются действию описанных в данном контексте композитных материалов, должны иметь сниженную поверхность, контактирующую с флюидами в стволе скважины. Такая сниженная поверхность контактирования может улучшить срок службы уплотнений. В ходе операций по селективному моделированию в качестве твердых частиц предпочтительно использовать эластомерный материал.
Кроме того, агент для модификации поверхности защищает твердые частицы от агрессивных органических и неорганических химических реагентов и других подземных факторов окружающей среды, таких как температура и давление, которые снижают срок службы и надежность твердых частиц.
Кроме того, агент для модификации поверхности, нанесенный в качестве покрытия на твердую частицу, дополнительно снижает трение между трубчатыми и другими металлическими субстратами внутри скважины. При использовании в операции по гидроразрыву композитный материал может свести к минимуму снижение трения и тем самым способствовать в поддержании вязкости флюида при контактировании с углеводородами и вредными факторами окружающей среды. Более того, композитный материал подвергается меньшему измельчению внутри скважины в условиях in situ в связи со снижением трения.
Гидрофобный хвост в составе агента для модификации поверхности может обеспечивать сниженную поверхностную энергию и таким образом вода и другие жидкости могут отталкиваться от частицы. В связи с этим такие поверхности могут «самоочищаться», то есть вода и другие жидкости скатываются с композитного материала и удаляют нежелательные материалы. Например, коррозионные материалы, использованные в бурении, могут быть удалены с поверхности буровых инструментов в присутствии композитных материалов при контактировании инструментов с такими композитными материалами. При удалении из ствола скважины инструменты, после контактирования с заявленными композитными материалами, могут быть в большей степени очищены по сравнению с инструментами, которые не подвергались действию таких композитных материалов, и следовательно, требуется меньше усилий для их надлежащей очистки и хранения.
Кроме того, инструменты для операций внутри скважины можно эксплуатировать с более низким трением с материалами пласта. Таким образом, для эксплуатации таких инструментов могут потребоваться более низкое давление и скорости потоков в насосах по сравнению с аналогичными инструментами, которые не подвергались действию заявленных композитных материалов.
Присутствие таких композитных материалов в соединительных трубопроводах может дополнительно обеспечить более низкие силы трения для флюидов, передвигающихся через них. Таким образом, можно снизить потери давления внутри трубопроводов по сравнению с потерями давления на трение в трубопроводах, которые не подвергались действию таких композитных материалов. Следовательно, композитные материалы позволяют использовать насосы малой мощности, более узкие соединительные трубопроводы или проводить бурение в регионах, где требуется высокое давление.
Любые твердые частицы, которые описаны в данном контексте в качестве твердых частиц в составе композитного материала, можно также использовать в качестве исходных (необработанных) частиц в комбинации с композитным материалом. Например, композитный материал, описанный в данном контексте и содержащий керамику в качестве твердых частиц (на которые нанесен агент для модификации поверхности), можно также использовать в комбинации со стандартным или необработанным керамическим расклинивающим агентом. Твердые частицы в составе композитного материала и расклинивающий агент, использованный в составе смеси с композитным материалом, не обязательно должны быть одинаковыми материалами. Приемлемой является любая комбинация. Например, композитный материал, содержащий керамические частицы, и агент для модификации поверхности можно смешивать с песком. Композитный материал, содержащий песок, и агент для модификации поверхности можно использовать к комбинации с нейлоновым расклинивающим агентом и т.п.
Гидрофобный хвост в составе композитного материала, описанного в данном контексте, может также проявлять эффективность при пассивном подавлении, контроле, предотвращении или удалении отложений на стенках или внутри пласта. Гидрофобный хвост сводит к минимуму или снижает способность таких материалов прилипать к поверхностям пласта. Такое свойство можно объяснить гидрофобной природой таких минеральных 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 отложений, таких как отложения сульфидов металлов, таких как сульфид цинка, сульфид железа и т.д. Так как такие отложения имеют тенденцию засорять пространство пор и снижать пористость и проницаемость пласта, то агент для модификации поверхности, описанный в данном контексте, улучшает проницаемость пласта.
Кроме того, объемная природа гидрофобного хвоста композитных материалов может дополнительно способствовать, предотвращать или контролировать отложения органических частиц на субстрате пласта. Такое свойство может способствовать возвращению мелкозернистых частиц на поверхность вместе с добываемым флюидом.
Кроме того, гидрофобный хвост композитного материала, описанного в данном контексте, сводит к минимуму связывающие участки для органических частиц внутри скважины. Таким образом, композитные материалы можно использовать для контроля или предотвращения отложений органических материалов (таких как парафины и/или асфальтены) внутри пласта или на поверхности пласта. Известно, что такие твердые вещества и твердые частицы отрицательно влияют на общую эффективность заканчивания скважины и, аналогично ингибиторам отложений, могут осаждаться из добываемой воды и создавать засорение путей движения флюидов внутри пласта. Образование и отложение таких нежелательных загрязнений снижает проницаемость подземного пласта, снижает продуктивность скважины и в некоторых случаях могут полностью заблокировать трубопроводы в скважине.
Более того, композитный материал может проявлять пассивную противобактериальную функцию с целью борьбы с ростом бактерий, который в основном вызван присутствием азота и/или фосфора в пластовой воде или во флюиде, закачиваемом в пласт. Гидрофобность композитного материала может отталкивать флюид от поверхностей пласта и таким образом, снижать время контактирования флюида в пласте. Такое свойство предотвращает рост аэробных бактерий, анаэробных бактерий и других микроорганизмов.
Таким образом, функционирование композитных материалов в качестве добавок для обработки скважины является преимуществом для операторов, так как такие композитные материалы в большинстве случаев сводят к минимуму или исключают потребность в таких компонентах. Такие композитные материалы облегчают также операции по смешиванию непосредственно при обработке. Такое преимущество имеет особенное значение, когда у операторов имеется ограниченное рабочее пространство.
Кроме того, композитные материалы по настоящему изобретению можно использовать в ремонтных флюидах (таких как флюиды для кислотной обработки или для подавления отложений или для гравийной набивки). Омнифобность, обеспечиваемая хвостом агента для модификации поверхности, также представляет преимущество в ходе очистки скважины и флюидов внутри скважины, таких как флюиды для гидроразрыва.
Более того, хвост агента для модификации поверхности можно также использовать для капитального ремонта скважин, чтобы поддерживать силикаты в состоянии суспензии и удалять отложения глины, мелкозернистых материалов и песка, а также неорганические отложения из скважинных фильтров, а также, чтобы предотвратить повреждение бурового флюида. Гидрофобный хвост агента для композитного материала сводит к минимуму образование фторида кальция и фторида магния или фторсиликата или фторалюмината внутри скважины. Кроме того, такое действие позволяет получить ремонтный раствор с минимальным временем достижения долота и никой стоимостью.
Кроме того, гидрофобная природа хвоста в составе композитного материала изменяет смачиваемость поверхности твердой частицы. Таким образом, при использовании в качестве расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка, гидрофобный слой, нанесенный на твердую частицу, снижает водонасыщение и повышает извлечение воды из пласта.
Более того, гидрофобный хвост агента для модификации поверхности может изменять энергию поверхности частиц расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка. Предполагается, что снижение поверхностной энергии происходит в результате сниженной плотности заряда на поверхности композитного материала. Следовательно, при использовании композитного материала по настоящему изобретению улучшается добыча углеводородов из пласта.
Композитный материал для обработки скважин, описанный в данном контексте, можно приготовить на месте при распылении на твердые частицы или смешивании с ними и выдерживании их для взаимодействия по крайней мере в течение пяти минут, чтобы прошла реакция модификации поверхности перед закачиванием в ствол скважины. До нанесения агента для модификации поверхности на твердые частицы можно также наносить защитное покрытие. Защитное покрытие может представлять собой адгезив или повышающую клейкость смолу и может служить для усиления адгезии агента для модификации поверхности к твердой частице. В качестве защитного покрытия можно использовать металлоорганическое соединение, такое как соединения, описанные в данном контексте. В таком случае органический фрагмент металлоорганического соединения предпочтительно содержит алкоксид и/или галогенид.
Таким образом, предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения характеризуются преимуществами по сравнению с предшествующим уровнем техники и оптимизированы для осуществления одного или более объектов настоящего изобретения. Однако, настоящее описание не требует применения каждого из компонентов и действий, описанных выше, и ни коим образом не ограничивается описанными выше вариантами или способами осуществления. Любой один или более описанных выше компонентов, признаков и процессов можно использовать в любой пригодной конфигурации без включения других таких компонентов, признаков и процессов. Более того, настоящее описание включает дополнительные признаки, параметры, функции, способы, применения и назначения, которые специально не описаны в данном контексте, но которые представляются очевидными при прочтении настоящего описания, прилагаемых фигур и формулы изобретения.
Все процентные значения, представленные в разделе Примеры, даны в массовых процентах (мас. %), если не указано иное.
Примеры
Пример 1
Испытания на проницаемость проводили с использованием искусственных кернов, состоящих из расклинивающего агента Carbolite 20-40 и кварцевого песка 80-100 меш. Каждый искусственный керн диаметром 1,0'' и длиной 2,0'', с проницаемостью по азоту 100 миллидарси (мд), насыщали парафиновым флюидом ISOPAR™. Затем каждый керн устанавливали в кернодержатель гидростатического типа и испытывали индивидуально. 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 имитировало давление пласта внутри скважины. Затем через керн пропускали 2% водный раствор хлорида калия (KCl), чтобы установить базовое значение водопроницаемости при остаточном нефтенасыщении. После установления базовой линии водопроницаемости через керн пропускали парафиновый флюид ISOPAR™, до установления базовой линии нефтепроницаемости при неснижаемом водонасыщении. Падение давления измеряли вдоль всей длины керна и использовали для расчета индивидуальных базовых линий водопроницаемости и нефтепроницаемости. Затем в керн закачивали пять объемов пор чистого флюида H1-F и его выдерживали в течение приблизительно 1 ч для пропитывания расклинивающим агентом Carbolite 20-40. После обработки через керн пропускали парафиновый флюид, затем измеряли нефтепроницаемость при неснижаемой водонасыщенности и определяли сохранение проницаемости в процентах. После пропускания нефти пропускали воду для измерения водопроницаемости при остаточном нефтенасыщении и сравнивали с водопроницамостью, измеренной непосредственно перед обработкой. Соответственно, после измерения нефтенасыщения при неснижаемом водонасыщении и водопроницаемости при остаточном нефтенасыщении, измеряли сохранение проницаемости в процентах.
Второй керн получали из кварцевого песка размером 80-100 меш, уже модифицированного флюидом H1-F. Кварцевый песок и H1-F смешивали в течение приблизительно 5 мин, а затем смесь помещали в печь в течение ночи, до полного высушивания песка. Керн получали после охлаждения песка до комнатной температуры по методике, описанной ранее. Сначала керн насыщали парафиновым флюидом, затем помещали его в кернодержатель гидростатического типа в условиях, описанных выше. Затем пропускали воду для измерения водопроницаемости при остаточном нефтенасыщении после обработки и сравнивали с водопроницамесотью, измеренной непосредственно перед обработкой. После воды через керн пропускали парафиновую нефть и измеряли нефтенасыщение при неснижаемом водонасыщении, а затем измеряли сохранение проницаемости в процентах. Соответственно, после измерения нефтенасыщения при неснижаемом водонасыщении и водопроницаемости при остаточном нефтенасыщении, измеряли сохранение проницаемости в процентах.
Сохранение проницаемости искусственного керна, содержащего расклинивающий агент Carbolite 20-40 и кварцевый песок 80-100 меш, указано на фиг. 2.
Пример 2
Восстановление геля в набивке расклинивающего агента/гравия определяли следующим образом: взвешивали 1 кг частиц и упаковывали их в колонку длиной 12 дюймов и диаметром 2 дюйма. Через набивку пропускали 3 л деионизированной воды, 2 л линейного геля полимера ГЭЦ (40 частей на триллион, фунт на 1000 галлон) и 3 л воды. Разность давлений регистрировали и использовали для расчета проницаемости в процентах.
Испытывали три образца: (1) кварцевый песок (контрольный песок для гидроразрыва), (2) Е-модифицированный кварцевый песок (Е-мод. песок) и (3) H1-F-модифицированный кварцевый песок (H1-F-мод. песок). Кварцевый песок с модифицированной поверхностью получали при смешивании песка с раствором, содержащим агент для модификации поверхности, затем смешивание продолжали в течение приблизительно 5 мин и сушили в печи в течение ночи при 150°F. Перед использованием образцы охлаждали.
Сохранение проницаемости в набивке расклинивающего агента/гравия (обработанной и необработанной) после воздействия на набивку воды, линейного полимера и снова воды, показано на фиг. 3.
Способы, которые описаны выше или заявлены в формуле изобретения, и любые другие способы, которые могут быть включены в объем прилагаемой формулы изобретения, можно осуществлять в любом требуемом и пригодном порядке, не ограничиваются любой последовательностью, описанной в данном контексте, или перечисленной в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, способы, представленные в настоящем описании, не обязательно требуют применения конкретных вариантов осуществления, представленных и описанных в данном контексте, но их можно в равной степени применять с любой приемлемой структурой, формой и конфигурацией компонентов.
Пример 3
Белый северный песок, выпускаемый фирмой Unimin Corporation, размером 20/40 меш (расклинивающий агент), модифицировали с использованием трех агентов для модификации поверхности. Каждый из агентов для модификации поверхности, полученных на фирме Aculon, inc., содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент. Агенты для модификации поверхности были обозначены как H1-F и Aculon Е (содержащие 2% агента, включающего переходный металл (якорный фрагмент), присоединенный к фторированному углеводородному хвосту, в органическом растворителе) и AL-B (содержащий фосфорорганический (якорный) фрагмент, включающий углеводородный полимерный гидрофобный хвост, в смеси органических растворителей). Агенты Aculon и AL-B проявляют гидрофобные и олеофобные свойства, в то время как агент H1-F проявляет только гидрофобные свойства. 1,5 кг песка смешивали с агентом для модификации поверхности в течение 5 мин при комнатной температуре. Нанесение агента для модификации поверхности на поверхность расклинивающего агента проводили в процессе самоорганизации монослоев. Такие самоорганизованные монослои (СОМ) обеспечивают высокоорганизованную молекулярную структуру, которая образуется спонтанно в ходе хемосорбции и самоорганизации длинноцепных молекул, содержащих гидрофобные и олеофобные группы на поверхности расклинивающего агента. Гидрофобные и олеофобные группы заякорены на поверхности расклинивающего агента в результате реакции конденсации с участием атомов кислорода на поверхности песка, обеспечивая тем самым сильную ковалентную связь. Эти связи дополнительно увеличивают срок службы поверхности твердых частиц. Самоорганизация агента для модификации поверхности на поверхности расклинивающего агента позволяет получить покрытие с толщиной приблизительно от 4 до 20 нм. Затем расклинивающий агент с СОМ на его поверхности выдерживали в печи при 150°F до полного высушивания. После охлаждения образец раскалывали согласно руководству американского нефтяного института API RP 56 и проводили испытания на разрушение. В таблице 1 представлены результаты испытаний на разрушение при 6000 и 7000 фунтов на кв.дюйм для песка без покрытия и песка с модифицированной поверхностью.
Полученные данные свидетельствуют о том, что песок с покрытием проявляет улучшенную устойчивость к давлению по сравнению с песком без покрытия, так как процентное содержание мелкозернистых частиц в значительной степени снижается.
Несмотря на то, что показаны и описаны примеры осуществления настоящего изобретения, возможно множество вариантов, которые включены в объем 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 от 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.
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 применения каждого из компонентов и действий, описанных выше, которые никоим образом не ограничиваются описанными выше вариантами осуществления или способами проведения операции. Любой один или более из указанных выше компонентов, признаков и процессов можно применять в любой пригодной конфигурации без включения других таких компонентов, признаков и процессов. Более того, настоящее изобретение включает дополнительные признаки, возможности, функции, способы, применения и назначения, которые специальным образом не указаны в данном контексте, но представляются очевидными или становятся очевидными на основании настоящего описания, прилагаемых фигур и пунктов формулы изобретения.
Способы, которые описаны выше или заявлены в формуле изобретения, и любые другие способы, которые могут быть включены в объем прилагаемой формулы изобретения, можно осуществлять в любом требуемом и пригодном порядке, не ограничиваются любой последовательностью, описанной в данном контексте, или перечисленной в прилагаемой формуле 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 (69)
1. Композитный материал для обработки скважины, где композитный материал включает агент для модификации поверхности, который покрывает по крайней мере частично твердую частицу, и где агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение:
(а) гидрофобный хвост содержит перфторированную группу структуры
где Y означает F или CnF2n+1, m равен от 4 до 20 и n равен от 1 до 6;
(б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся структурой:
где А означает кислород или химическую связь, n равен от 1 до 20, Y означает Н, F, CnH2n+1 или CnF2n+1, b равен по крайней мере 1, m равен от 0 до 50, а р равен от 0 до 20;
(в) 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
где Z выбирают из группы, включающей:
где R и R'' каждый независимо друг от друга означают радикал, содержащий от 1 до 30 атомов углерода, R' означает Н, металл или низший алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода; или
(г) агент для модификации поверхности выбирают из группы, включающей CF3(CnF2n)CH2CH2PO3H2, где n равен от 3 до 5, и CF3(CF2)xO(CF2CF2)y-CH2CH2-РО3Н2, где х равен от 0 до 7, у равен от 1 до 20 и х+у равен 27 или менее.
2. Композитный материал для обработки скважины, где композитный материал включает агент для модификации поверхности, который покрывает по крайней мере частично твердую частицу, где агент для модификации поверхности содержит гидрофобный хвост и якорный фрагмент и дополнительно, где (i) якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты, (ii) по меньшей мере часть якорного фрагмента присоединена к по меньшей мере части поверхности твердой частицы через реакционноспособный участок, и (iii) гидрофобный хвост присоединен к твердой частице через якорный фрагмент.
3. Композитный материал по п. 2, где гидрофобным хвостом является фторсодержащий остаток.
4. Композитный материал по п. 3, где фторсодержащим остатком является Rf-(CH2)p-, где Rf означает перфторированную алкильную группу, перфторированную алкиленовую группу или перфторированную алкиленэфирную группу, а р равно от 2 до 4, предпочтительно 2.
5. Композитный материал по п. 3, где фторсодержащий остаток характеризуется среднечисловой молекулярной массой менее 2000.
6. Композитный материал по п. 3, где гидрофобный хвост содержит перфорированную группу структуры
где Y означает F или CnF2n+1, m равен от 4 до 20 и n равен от 1 до 6.
7. Композитный материал по п. 3, где гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся структурой:
где А означает кислород или химическую связь, n равен от 1 до 20, Y означает Н, F, CnH2n+1 или CnF2n+1, b равен по крайней мере 1, m равен от 0 до 50, а р равен от 0 до 20.
8. Композитный материал по п. 2, где якорным фрагментом является производное органических фосфорной кислоты, фосфоновой или фосфиновой кислоты.
9. Композитный материал по п. 8, где по крайней мере одно производное органической фосфорсодержащей кислоты выбирают 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 друг от друга означают радикал, содержащий от 1 до 30 атомов углерода, R' означает Н, металл или низший алкил, содержащий от 1 до 4 атомов углерода,
где х равен от 1 до 2, у равен от 1 до 2, х+у=3,
а равно от 0 до 1,
b равно 1,
с равно от 1 до 2, a+b+с равно 3,
d равно от 0 до 2,
е равно от 0 до 2,
f равно 1,
и d+e+f равно 3.
10. Композитный материал по п. 9, где R'' означает алифатический или ароматический заместитель, замещенный фторированной или перфторированной группой.
11. Композитный материал по п. 9, 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
где Z выбирают из группы, включающей:
12. Композитный материал по п. 9, где R'' означает алифатический или ароматический заместитель, замещенный перфторированной алкильной группой или группой перфторированного алкиленового простого эфира.
13. Композитный материал по п. 2, где агент для модификации поверхности выбирают из группы, включающей СF3(СnF2n)СН2СН2РО3Н2, где n равен от 3 до 5, и CF3(CF2)xO(CF2CF2)y-CH2CH2-PO3H2, где х равен от 0 до 7, у равен от 1 до 20 и х+у равен 27 или менее.
14. Композитный материал по п. 9, где R, R' и R'' содержат концевые или омега-функциональные группы.
15. Композитный материал по п. 14, где концевые или омега-функциональные группы выбирают из группы, включающей карбоксильную группу, гидроксильную группу, аминогруппу, иминогруппу, амидогруппу, тиогруппу, цианогруппу, сульфонат, карбонат, фосфоновую кислоту и смешанные заместители.
16. Композитный материал по п. 2, где якорный фрагмент агента для модификации поверхности является производным органической фосфорсодержащей кислоты, которое выбирают 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.
17. Композитный материал по любому из пп. 1-16, дополнительно включающий клейкий агент между твердыми частицами и якорным фрагментом агента для модификации поверхности для присоединения якорного фрагмента к твердой частице.
18. Композитный материал по п. 17, где клейким агентом является металлорганическое соединение.
19. Композитный материал по п. 18, где металлорганическое соединение включает переходный металл, который выбирают из группы, включающей титан, цирконий, лантан, гафний, тантал и вольфрам и их смеси.
20. Композитный материал по любому из пп. 1-19, где твердые частицы выбирают из группы, включающей керамику, песок, минералы, скорлупу орехов, гравий, полимерные частицы и их смеси.
21. Композитный материал по любому из пп. 1-19, где твердые частицы характеризуются кажущимся удельным весом менее 2,45, и/или полимерными частицами являются шарики или пеллеты из полистирола, нейлона, полистиролдивинилбензола, полиэтилентерефталата или их комбинаций.
22. Композитный материал по любому из пп. 1-21, где твердые частицы дополнительно содержат покрытие из смолы.
23. Расклинивающий агент или противопесочный агент, включающий композитный материал по любому из пунктов 1-22.
24. Композитный материал по любому из пп. 1-22, где твердые частицы включают эластомер.
25. Композитный материал по п. 24, где эластомер выбирают из группы, включающей природный каучук, сополимер этилена, пропилена и диена (EPDM), нитрильные каучуки, карбоксилированные сополимеры акрилонитрила и бутадиена, смеси поливинилхлорид-нитрилбутадиена, хлорированный полиэтилен, хлорированный сульфонат полиэтилена, алифатические сложные полиэфиры с хлорированными боковыми цепями, полиакрилатные каучуки, терполимеры этилена и акрилата, сополимеры этилена и пропилена, необязательно с одним или более других этиленненасыщенных мономеров, сополимеры этилена и винилацетата, фторуглеродистые полимеры и сополимеры, поливинилметиловый простой эфир, бутадиеновый каучук, полихлоропреновый каучук, полиизопреновый каучук, полинорборнены, полисульфидные каучуки, полиуретаны, силиконовые каучуки, винилсиликоновые каучуки, фторметилсиликоновый каучук, фторвинилсиликоновые каучуки, фенилметилсиликоновые каучуки, стиролбутадиеновые каучуки, сополимеры изобутилена и изопрена или бутилкаучуки, бромированные сополимеры изобутилена и изопрена и хлорированные сополимеры изобутилена и изопрена и их смеси.
26. Композитный материал по п. 24, где эластомер является природным каучуком или полимером по крайней одного мономера, который выбирают из группы, включающей винилиденфторид, гексафторпропилен, тетрафторэтилен, хлортрифторэтилен, перфтор(алкилвиниловый эфир).
27. Способ обработки скважины, проходящий через подземный пласт, включающий закачивание в скважину композитного материала по любому из пп. 1-22 или формирование композитного материала в скважине в условиях in-situ.
28. Способ по п. 27, где по крайней мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение:
(а) агент для модификации поверхности проявляет функцию пассивного противобактериального агента,
(б) агент для модификации поверхности проявляет функцию пассивного подавления или контроля солевых отложений на подземном пласте или внутри него,
(в) агент для модификации поверхности в составе композитного материала пассивно предотвращает или контролирует отложения органических частиц на подземном пласте или внутри него,
(г) агент для модификации поверхности в составе композитного материала контролирует вынос расклинивающего агента.
29. Способ по п. 27, где композитный материал закачивают в скважину в ходе операции по гидроразрыву, и кроме того, где твердые частицы способны выдерживать нагрузки более приблизительно 1500 фунтов на кв.дюйм при температуре выше 150°F.
30. Способ по п. 27, где композитный материал формируется в условиях in situ при первом закачивании твердых частиц в скважину, а затем на твердые частицы по крайней мере частично наносят покрытие при последующем закачивании агента для модификации поверхности в скважину.
31. Способ по п. 27, где пласт, через который проходит скважина, содержит множество продуктивных зон и где композитный материал изолирует предварительно определенную продуктивную зону от других зон в скважине.
32. Способ по п. 31, где композитный материал сводит к минимуму потери давления в трубе на трение в скважине.
33. Способ по п. 27, где количество мелкозернистого материала и/или песка, которые мигрируют в ходе обработки скважины, снижается в присутствии агента для модификации поверхности, которым покрыты твердые частицы.
34. Способ по п. 27, где флюид, содержащий композитный материал, закачивают в скважину в ходе операции по гидроразрыву, и где твердыми частицами являются расклинивающий агент и дополнительно величина прочности на раздавливание расклинивающего агента при напряжении смыкания трещины на уровне 1500 фунтов на кв.дюйм, определенная в соответствии с AAPI 56 или API RP 60, превосходит величину прочности на раздавливание чистого расклинивающего агента, который в основном идентичен чистому расклинивающему агенту, не содержащему по крайней мере частичное покрытие из агента для модификации поверхности.
35. Способ по п. 27, дополнительно включающий добычу углеводородов из скважины и снижение потерь давления на трение в ходе добычи углеводородов.
36. Способ по п. 27, где угол скольжения флюида в скважине на поверхности композитного материала меньше угла скольжения того же самого флюида на поверхности чистой твердой частицы, не содержащей присоединенный к ней агент для модификации поверхности.
Applications Claiming Priority (9)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361880773P | 2013-09-20 | 2013-09-20 | |
US61/880,773 | 2013-09-20 | ||
US201361880845P | 2013-09-21 | 2013-09-21 | |
US61/880,845 | 2013-09-21 | ||
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 | ||
PCT/US2014/056691 WO2015042490A1 (en) | 2013-09-20 | 2014-09-19 | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016115072A RU2016115072A (ru) | 2017-10-25 |
RU2676341C2 true RU2676341C2 (ru) | 2018-12-28 |
Family
ID=51753456
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016115072A RU2676341C2 (ru) | 2013-09-20 | 2014-09-19 | Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US10047280B2 (ru) |
EP (1) | EP3046987B8 (ru) |
CN (1) | CN105555904B (ru) |
AU (1) | AU2014321306B2 (ru) |
BR (1) | BR112016005454B1 (ru) |
CA (1) | CA2922717C (ru) |
MX (1) | MX2016002653A (ru) |
RU (1) | RU2676341C2 (ru) |
SA (1) | SA516370757B1 (ru) |
WO (1) | WO2015042490A1 (ru) |
Families Citing this family (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP3046989B1 (en) | 2013-09-20 | 2019-08-28 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
EP3046991B1 (en) | 2013-09-20 | 2019-10-30 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Composites for use in stimulation and sand control operations |
RU2671878C2 (ru) | 2013-09-20 | 2018-11-07 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов |
AU2014321304B2 (en) | 2013-09-20 | 2018-01-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | 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 |
US11713647B2 (en) | 2016-06-20 | 2023-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity dependent valve system |
WO2018009199A1 (en) | 2016-07-07 | 2018-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of strengthening and consolidating subterranean formations with silicate-aluminum geopolymers |
US11286761B2 (en) | 2016-12-27 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening proppant on-the-fly during hydraulic fracturing treatments |
US11345848B2 (en) | 2017-03-06 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Binding composition for proppant |
US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
US11359130B2 (en) | 2018-04-10 | 2022-06-14 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of altering the wettability of surfaces to enhance hydrocarbon production |
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 |
US11155751B2 (en) | 2019-01-22 | 2021-10-26 | Baker Hughes Holdings Llc | Method of treating subterranean formations with composites having enhanced strength |
CN113931607B (zh) * | 2020-07-14 | 2024-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法及其应用 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5376629A (en) * | 1990-08-29 | 1994-12-27 | British Petroleum Company P.L.C. | Oil-based drilling muds comprising a weighting agent having a siloxane or silane coating thereon |
WO2006056774A2 (en) * | 2004-11-23 | 2006-06-01 | M-I L.L.C. | Emulsifier-free wellbore fluid |
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 |
Family Cites Families (202)
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 |
US4366073A (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 |
US4366071A (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 |
CA1103008A (en) | 1976-08-13 | 1981-06-16 | Homer C. Mclaughlin | Treatment of clay formations with organic polycationic polymers |
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 |
US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
US5787986A (en) | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5839510A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-24 | 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 |
US6209643B1 (en) | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
US6047772A (en) | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of 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 |
US5735349A (en) | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
US6146767A (en) | 1996-10-17 | 2000-11-14 | The Trustees Of Princeton University | Self-assembled organic monolayers |
US7815963B2 (en) | 1996-10-17 | 2010-10-19 | The Trustees Of Princeton University | Enhanced bonding layers on titanium materials |
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 |
US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
US6772838B2 (en) | 1996-11-27 | 2004-08-10 | Bj Services Company | Lightweight particulate materials and uses therefor |
US6364018B1 (en) | 1996-11-27 | 2002-04-02 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for well treating |
US6059034A (en) | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
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 |
ATE386268T1 (de) | 2000-09-05 | 2008-03-15 | Bayer Technology Services Gmbh | Verfahren zur abscheidung von mono- und mehrfachschichten von organophosphor- und - phosphonsäuren und deren salzen sowie deren verwendung |
EP1360546A4 (en) | 2000-12-29 | 2004-05-12 | Regents Board Of | RADIATION DETECTOR USING A LIQUID CRYSTAL CELL DISPERSED IN A POLYMER |
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 |
AU2005233167A1 (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 |
US7550413B2 (en) | 2004-05-13 | 2009-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids |
AU2005244811B2 (en) | 2004-05-13 | 2010-07-15 | Baker Hughes Incorporated | System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants |
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 |
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 |
DK1797281T3 (da) | 2004-10-04 | 2014-02-10 | Momentive Specialty Chemicals Res Belgium | Fremgangsmåde til at estimere et bruds geometri, såvel som sammensætninger og artikler anvendt dertil |
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 |
US7459209B2 (en) | 2005-02-04 | 2008-12-02 | Oxane Materials, Inc. | 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 |
US7363978B2 (en) | 2005-05-20 | 2008-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using reactive surfactants in subterranean operations |
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 |
US20070039632A1 (en) | 2005-08-19 | 2007-02-22 | Dean Edgar L | Apparatus and methods for in-line cleaning of contaminant-coated hangers |
EP1955227A2 (en) | 2005-09-07 | 2008-08-13 | 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 |
JP2009512551A (ja) | 2005-10-24 | 2009-03-26 | アキュロン, インコーポレイテッド | ポリマー性有機金属膜 |
GB2451311A (en) | 2005-10-24 | 2009-01-28 | Shell Int Research | Systems,methods and processes for use in treating subsurface formations |
WO2007050500A2 (en) | 2005-10-24 | 2007-05-03 | Aculon, Inc. | Chemical wipes |
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 |
US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
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 |
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 |
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 |
US7931087B2 (en) | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
WO2007103508A2 (en) | 2006-03-08 | 2007-09-13 | Board Of Regents, University Of Texas System | Ligands for nematode nuclear receptors and uses thereof |
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 |
US20080064954A1 (en) | 2006-08-24 | 2008-03-13 | Baylor College Of Medicine | Method of measuring propulsion in lymphatic structures |
US8067103B2 (en) | 2006-08-24 | 2011-11-29 | 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 |
EP2094400A2 (en) | 2006-11-15 | 2009-09-02 | 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 |
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 |
CN101809044B (zh) | 2007-03-23 | 2013-12-04 | 德克萨斯州立大学董事会 | 用于处理水堵井的组合物和方法 |
EP2137280A4 (en) | 2007-03-23 | 2010-09-08 | Univ Texas | METHOD FOR TREATING A FRACTURED FORMATION |
WO2008118240A1 (en) | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method and system for treating hydrocarbon formations |
US8138127B2 (en) | 2007-03-23 | 2012-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas | Compositions and methods for treating a water blocked well using a nonionic fluorinated surfactant |
CN101835872B (zh) | 2007-03-23 | 2014-06-18 | 德克萨斯州立大学董事会 | 处理含烃地层的方法 |
US20080236842A1 (en) | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole oilfield apparatus comprising a diamond-like carbon coating and methods of use |
US8025974B2 (en) | 2007-04-04 | 2011-09-27 | 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 |
WO2009008993A2 (en) | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Aculon, Inc. | Silcon-transition metal reaction products for coating substrates |
WO2009012455A1 (en) | 2007-07-18 | 2009-01-22 | Oxane Materials, Inc. | Proppants with carbide and/or nitride phases |
NO2173832T3 (ru) | 2007-07-20 | 2018-02-10 | ||
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 |
US20120325485A1 (en) | 2007-09-18 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing inorganic scales |
US7781381B2 (en) | 2007-09-18 | 2010-08-24 | Bj Services Company Llc | Method for controlling inorganic fluoride scales |
CN101925660A (zh) | 2007-11-26 | 2010-12-22 | 都柏林技术学院知识产权公司 | 有机硅烷涂层组合物及其应用 |
EP2238312A4 (en) | 2007-11-30 | 2011-08-17 | Univ Texas | METHOD FOR IMPROVING THE PRODUCTIVITY OF OIL EXTRACTION OILS |
WO2009079233A2 (en) | 2007-12-14 | 2009-06-25 | 3M Innovative Properties Company | Proppants and uses thereof |
WO2009085904A1 (en) | 2007-12-21 | 2009-07-09 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions |
BRPI0821284A2 (pt) | 2007-12-21 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Co | Composições de polimero fluorado e métodos para tratamento de formações contendo hidrocarbonetos com o uso destas composições |
US9181469B2 (en) | 2008-02-29 | 2015-11-10 | Tucc Technology, Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
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 |
MX2010012161A (es) | 2008-05-05 | 2010-11-30 | 3M Innovative Porperties Company | Metodos para tratar formaciones que producen hidrocarburos que tienen salmuera. |
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 |
EP2300558A4 (en) | 2008-06-02 | 2011-11-23 | Univ Texas | METHOD FOR TREATING CARBON HYDROGEN INFORMATION, A DRILL, AND PARTICLES |
US20110201531A1 (en) | 2008-06-02 | 2011-08-18 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for Treating Hydrocarbon-Bearing Formations with Fluorinated Epoxides |
US8783352B2 (en) | 2008-06-18 | 2014-07-22 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Maintaining shale stability by pore plugging |
US8178004B2 (en) | 2008-06-27 | 2012-05-15 | Aculon, Inc. | Compositions for providing hydrophobic layers to metallic substrates |
EP2307469A2 (en) | 2008-07-18 | 2011-04-13 | 3M Innovative Properties Company | Cationic fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
US20100089578A1 (en) | 2008-10-10 | 2010-04-15 | Nguyen Philip D | Prevention of Water Intrusion Into Particulates |
EP2334752A2 (en) | 2008-10-10 | 2011-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geochemical control of fracturing fluids |
CA2739039C (en) | 2008-10-13 | 2018-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for treating a subsurface formation with electrical conductors |
US8629089B2 (en) | 2008-12-18 | 2014-01-14 | 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 |
US8432036B2 (en) | 2009-01-22 | 2013-04-30 | Aculon, Inc. | Lead frames with improved adhesion to plastic encapsulant |
GB2479110A (en) | 2009-02-13 | 2011-09-28 | Shell Int Research | Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from a limestone or dolomite formation |
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 |
WO2011005820A1 (en) | 2009-07-09 | 2011-01-13 | Titan Global Oil Services Inc. | Compositions and processes for fracturing subterranean formations |
BR112012000479A2 (pt) | 2009-07-09 | 2016-02-16 | 3M Innovative Properties Co | métodos para tratar formações contendo hidrocarboneto-carbonato com compostos anfotéricos fluorinados e formação contendo hidrocarboneto |
US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
EP2482849B1 (en) | 2009-09-30 | 2018-06-06 | Memorial Sloan-Kettering Cancer Center | Combination immunotherapy for the treatment of cancer |
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 | |
IN2012DN05161A (ru) | 2009-12-31 | 2015-10-23 | Oxane Materials Inc | |
EP2534182B8 (en) | 2010-02-12 | 2016-12-21 | Rhodia Operations S.A. | 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 |
CN102959301B (zh) | 2010-06-24 | 2015-08-19 | 国际壳牌研究有限公司 | 具有疏水壁的管道输送系统 |
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 |
US9102867B2 (en) | 2010-12-08 | 2015-08-11 | 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 |
WO2014055158A1 (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 |
EP3046989B1 (en) | 2013-09-20 | 2019-08-28 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
EP3046991B1 (en) | 2013-09-20 | 2019-10-30 | Baker Hughes, a GE company, LLC | 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 |
AU2014321304B2 (en) | 2013-09-20 | 2018-01-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
RU2671878C2 (ru) | 2013-09-20 | 2018-11-07 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов |
-
2014
- 2014-09-19 EP EP14786741.0A patent/EP3046987B8/en active Active
- 2014-09-19 CA CA2922717A patent/CA2922717C/en active Active
- 2014-09-19 MX MX2016002653A patent/MX2016002653A/es unknown
- 2014-09-19 CN CN201480051455.4A patent/CN105555904B/zh active Active
- 2014-09-19 AU AU2014321306A patent/AU2014321306B2/en not_active Ceased
- 2014-09-19 WO PCT/US2014/056691 patent/WO2015042490A1/en active Application Filing
- 2014-09-19 US US14/491,919 patent/US10047280B2/en active Active
- 2014-09-19 RU RU2016115072A patent/RU2676341C2/ru active
- 2014-09-19 BR BR112016005454-7A patent/BR112016005454B1/pt active IP Right Grant
-
2016
- 2016-03-17 SA SA516370757A patent/SA516370757B1/ar unknown
-
2018
- 2018-07-23 US US16/042,054 patent/US10611955B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5376629A (en) * | 1990-08-29 | 1994-12-27 | British Petroleum Company P.L.C. | Oil-based drilling muds comprising a weighting agent having a siloxane or silane coating thereon |
WO2006056774A2 (en) * | 2004-11-23 | 2006-06-01 | M-I L.L.C. | Emulsifier-free wellbore fluid |
WO2008131540A1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-11-06 | Trican Well Service Ltd | Control of particulate entrainment by fluids |
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 |
---|---|
MX2016002653A (es) | 2016-06-06 |
US10047280B2 (en) | 2018-08-14 |
AU2014321306B2 (en) | 2017-12-14 |
AU2014321306A1 (en) | 2016-03-03 |
EP3046987B1 (en) | 2019-05-01 |
BR112016005454B1 (pt) | 2022-02-08 |
US20180340118A1 (en) | 2018-11-29 |
CN105555904B (zh) | 2019-09-03 |
SA516370757B1 (ar) | 2018-09-24 |
EP3046987A1 (en) | 2016-07-27 |
CA2922717A1 (en) | 2015-03-26 |
CA2922717C (en) | 2019-05-21 |
BR112016005454A8 (pt) | 2020-02-18 |
RU2016115072A (ru) | 2017-10-25 |
EP3046987B8 (en) | 2019-06-26 |
WO2015042490A1 (en) | 2015-03-26 |
US10611955B2 (en) | 2020-04-07 |
CN105555904A (zh) | 2016-05-04 |
US20150083414A1 (en) | 2015-03-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2676341C2 (ru) | Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин | |
RU2670802C9 (ru) | Композитные материалы для применения при интенсификации добычи нефти и контроле поступления песка в скважину | |
US20170145282A1 (en) | Clay stabilizers | |
US20180051203A1 (en) | Forming conductive arch channels in subterranean formation fractures | |
US10240080B2 (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
US20160347983A1 (en) | Clay stabilization with control of migration of clays and fines | |
AU2014407187A1 (en) | Silane additives for improved sand strength and conductivity in fracturing applications | |
WO2015122886A1 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
US10696894B2 (en) | Methods of treating subterranean formations including sequential use of at least two surfactants | |
US9834722B2 (en) | Delayed crosslinking composition or reaction product thereof for treatment of a subterranean formation |