CN113982549A - 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 - Google Patents
通过使用表面改性减轻凝析物堆积 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113982549A CN113982549A CN202111068855.4A CN202111068855A CN113982549A CN 113982549 A CN113982549 A CN 113982549A CN 202111068855 A CN202111068855 A CN 202111068855A CN 113982549 A CN113982549 A CN 113982549A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- polymer
- formation
- charged
- item
- condensate
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 230000004048 modification Effects 0.000 title description 11
- 238000012986 modification Methods 0.000 title description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 116
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 75
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 128
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 74
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 59
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims description 20
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 10
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 6
- OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylimidazole Chemical compound C=CN1C=CN=C1 OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920000289 Polyquaternium Polymers 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 claims description 5
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 5
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 114
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 87
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 78
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 56
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 55
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 48
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 45
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 44
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 34
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 28
- -1 terpene alcohols Chemical class 0.000 description 27
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 22
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 17
- GLZPCOQZEFWAFX-UHFFFAOYSA-N Geraniol Chemical compound CC(C)=CCCC(C)=CCO GLZPCOQZEFWAFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- WUOACPNHFRMFPN-UHFFFAOYSA-N alpha-terpineol Chemical compound CC1=CCC(C(C)(C)O)CC1 WUOACPNHFRMFPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- WCYWZMWISLQXQU-UHFFFAOYSA-N methyl Chemical class [CH3] WCYWZMWISLQXQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- KQNSPSCVNXCGHK-UHFFFAOYSA-N [3-(4-tert-butylphenoxy)phenyl]methanamine Chemical compound C1=CC(C(C)(C)C)=CC=C1OC1=CC=CC(CN)=C1 KQNSPSCVNXCGHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 8
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QMVPMAAFGQKVCJ-UHFFFAOYSA-N citronellol Chemical compound OCCC(C)CCC=C(C)C QMVPMAAFGQKVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 5
- NOOLISFMXDJSKH-UTLUCORTSA-N (+)-Neomenthol Chemical compound CC(C)[C@@H]1CC[C@@H](C)C[C@@H]1O NOOLISFMXDJSKH-UTLUCORTSA-N 0.000 description 4
- CRDAMVZIKSXKFV-FBXUGWQNSA-N (2-cis,6-cis)-farnesol Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C/CC\C(C)=C/CO CRDAMVZIKSXKFV-FBXUGWQNSA-N 0.000 description 4
- 239000000260 (2E,6E)-3,7,11-trimethyldodeca-2,6,10-trien-1-ol Substances 0.000 description 4
- QMVPMAAFGQKVCJ-SNVBAGLBSA-N (R)-(+)-citronellol Natural products OCC[C@H](C)CCC=C(C)C QMVPMAAFGQKVCJ-SNVBAGLBSA-N 0.000 description 4
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NOOLISFMXDJSKH-UHFFFAOYSA-N DL-menthol Natural products CC(C)C1CCC(C)CC1O NOOLISFMXDJSKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GLZPCOQZEFWAFX-YFHOEESVSA-N Geraniol Natural products CC(C)=CCC\C(C)=C/CO GLZPCOQZEFWAFX-YFHOEESVSA-N 0.000 description 4
- 239000005792 Geraniol Substances 0.000 description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- GLZPCOQZEFWAFX-JXMROGBWSA-N Nerol Natural products CC(C)=CCC\C(C)=C\CO GLZPCOQZEFWAFX-JXMROGBWSA-N 0.000 description 4
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 4
- 241000779819 Syncarpia glomulifera Species 0.000 description 4
- OCBFFGCSTGGPSQ-UHFFFAOYSA-N [CH2]CC Chemical class [CH2]CC OCBFFGCSTGGPSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VREFGVBLTWBCJP-UHFFFAOYSA-N alprazolam Chemical compound C12=CC(Cl)=CC=C2N2C(C)=NN=C2CN=C1C1=CC=CC=C1 VREFGVBLTWBCJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- JGQFVRIQXUFPAH-UHFFFAOYSA-N beta-citronellol Natural products OCCC(C)CCCC(C)=C JGQFVRIQXUFPAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000000484 citronellol Nutrition 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 4
- SQIFACVGCPWBQZ-UHFFFAOYSA-N delta-terpineol Natural products CC(C)(O)C1CCC(=C)CC1 SQIFACVGCPWBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229940075557 diethylene glycol monoethyl ether Drugs 0.000 description 4
- 229940043259 farnesol Drugs 0.000 description 4
- 229930002886 farnesol Natural products 0.000 description 4
- 229940113087 geraniol Drugs 0.000 description 4
- 229940041616 menthol Drugs 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000001739 pinus spp. Substances 0.000 description 4
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 4
- 229940116411 terpineol Drugs 0.000 description 4
- CRDAMVZIKSXKFV-UHFFFAOYSA-N trans-Farnesol Natural products CC(C)=CCCC(C)=CCCC(C)=CCO CRDAMVZIKSXKFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229940036248 turpentine Drugs 0.000 description 4
- FENFUOGYJVOCRY-UHFFFAOYSA-N 1-propoxypropan-2-ol Chemical class CCCOCC(C)O FENFUOGYJVOCRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SNGREZUHAYWORS-UHFFFAOYSA-N perfluorooctanoic acid Chemical compound OC(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F SNGREZUHAYWORS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 3
- PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N (dimethylsulfonio)acetate Chemical compound C[S+](C)CC([O-])=O PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M Aminoacetate Chemical compound NCC([O-])=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960000686 benzalkonium chloride Drugs 0.000 description 2
- 229960001950 benzethonium chloride Drugs 0.000 description 2
- UREZNYTWGJKWBI-UHFFFAOYSA-M benzethonium chloride Chemical compound [Cl-].C1=CC(C(C)(C)CC(C)(C)C)=CC=C1OCCOCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 UREZNYTWGJKWBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N benzyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[NH+](C)CC1=CC=CC=C1 CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229960001927 cetylpyridinium chloride Drugs 0.000 description 2
- YMKDRGPMQRFJGP-UHFFFAOYSA-M cetylpyridinium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+]1=CC=CC=C1 YMKDRGPMQRFJGP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- PSLWZOIUBRXAQW-UHFFFAOYSA-M dimethyl(dioctadecyl)azanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCCCCCCCC PSLWZOIUBRXAQW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- YBMRDBCBODYGJE-UHFFFAOYSA-N germanium dioxide Chemical compound O=[Ge]=O YBMRDBCBODYGJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 2
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002843 nonmetals Chemical class 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 229940117986 sulfobetaine Drugs 0.000 description 2
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N undecane Chemical compound CCCCCCCCCCC RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- YFSUTJLHUFNCNZ-UHFFFAOYSA-M 1,1,2,2,3,3,4,4,5,5,6,6,7,7,8,8,8-heptadecafluorooctane-1-sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F YFSUTJLHUFNCNZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FZDZIUCRHSNCAB-UHFFFAOYSA-N 3-(2h-pyridin-1-yl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CCCN1CC=CC=C1 FZDZIUCRHSNCAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYFTWSDBEHDGRJ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-tert-butyl-2H-pyridin-1-yl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(C)(C)C1=CCN(C=C1)CCCS(=O)(=O)O LYFTWSDBEHDGRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MEJASPJNLSQOAG-UHFFFAOYSA-N 3-[benzyl(dimethyl)azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)CCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 MEJASPJNLSQOAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZHZPKMZKYBQGKG-UHFFFAOYSA-N 6-methyl-2,4,6-tris(trifluoromethyl)oxane-2,4-diol Chemical compound FC(F)(F)C1(C)CC(O)(C(F)(F)F)CC(O)(C(F)(F)F)O1 ZHZPKMZKYBQGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QFCNPWWLXUYFFU-UHFFFAOYSA-N N-[3-(dimethylamino)propyl]-2-hydroxypropanamide Chemical compound CC(O)C(=O)NCCCN(C)C QFCNPWWLXUYFFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- QQQCWVDPMPFUGF-ZDUSSCGKSA-N alpinetin Chemical compound C1([C@H]2OC=3C=C(O)C=C(C=3C(=O)C2)OC)=CC=CC=C1 QQQCWVDPMPFUGF-ZDUSSCGKSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 229960002798 cetrimide Drugs 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- REZZEXDLIUJMMS-UHFFFAOYSA-M dimethyldioctadecylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCCCCCCCC REZZEXDLIUJMMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 238000003682 fluorination reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMGTYJPMKXNQFY-UHFFFAOYSA-N octenidine dihydrochloride Chemical compound Cl.Cl.C1=CC(=NCCCCCCCC)C=CN1CCCCCCCCCCN1C=CC(=NCCCCCCCC)C=C1 SMGTYJPMKXNQFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPUBBGLMJRNUCC-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);tantalum(5+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Ta+5].[Ta+5] BPUBBGLMJRNUCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- KCXFHTAICRTXLI-UHFFFAOYSA-N propane-1-sulfonic acid Chemical compound CCCS(O)(=O)=O KCXFHTAICRTXLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- PBCFLUZVCVVTBY-UHFFFAOYSA-N tantalum pentoxide Inorganic materials O=[Ta](=O)O[Ta](=O)=O PBCFLUZVCVVTBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- AVYKQOAMZCAHRG-UHFFFAOYSA-N triethoxy(3,3,4,4,5,5,6,6,7,7,8,8,8-tridecafluorooctyl)silane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F AVYKQOAMZCAHRG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—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 polymers
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
Abstract
本申请涉及用于减轻凝析物堆积的方法和***。在一些实施方案中,所述方法和***涉及改变凝析气藏的井眼附近的岩层的润湿性。
Description
对相关申请的交叉引用
本申请是申请号为201880047982.6、申请日为2018年07月18日、发明名称为“通过使用表面改性减轻凝析物堆积”的中国发明专利申请的分案申请,原申请为国际申请号为PCT/US2018/042657的国家阶段申请,该国际申请要求2017年7月20日提交的美国临时专利申请62/534,927的优先权,其全部内容在此参考并入。
发明领域
本发明总体上涉及用于减轻凝析物堆积的方法和***。
背景技术
凝析气藏含有大量的气态和液态凝析物储备,它们对于全球范围内日益增长的能源资源的需求至关重要。在凝析气藏中,当储层中只有一个相(即气相)时,储层初始压力通常大于露点压力。在生产过程中,生产井中的井底压力最终下降到小于露点的值。结果,重烃(例如,分子量大于30g/mol的重烃)冷凝成液相。该液相通常积聚在井眼附近区域的孔隙中,从而导致通常所说的“凝析物堆积”。凝析液会由于毛细作用力而被捕获,或者由于液体流动性较差而被保留在岩石中。井眼周围的这种凝析物堵塞会导致井的生产率降低两倍或更多倍。
已经开发出了几种技术来试图减少凝析物堆积。其中一种技术涉及用再循环气体来将储层压力保持为大于露点压力。然而,可再循环气体的体积是有限的,并且该方法并不总是能够将储层压力保持为足够高。其他的方式包括钻水平井和水力压裂。这些临时性的解决方案需要钻井设备,故而成本很高。因此,需要改进的方法和***来减轻凝析物堆积。
发明概述
本申请提供了用于减轻井眼附近的凝析物堆积的策略。本申请的实施方案包括用于改变岩层润湿性从而减轻凝析物堆积的方法和***。在一些实施方案中,所述方法涉及用颗粒(例如,纳米颗粒)结合岩层化学预处理来对岩层进行形态学改性。
在一个方面,本申请提供了用于减轻凝析气藏的井眼附近凝析物堆积的方法,该方法包括:使凝析气藏井眼附近的岩层与聚合物溶液接触。在一些实施方案中,所述聚合物溶液包含具有第一净电荷的带电聚合物,从而形成改性的岩层,以及使所述改性的岩层与颗粒悬浮液接触。在一些实施方案中,所述颗粒悬浮液包含具有第二净电荷的带电颗粒,其中所述第一净电荷和第二净电荷是相反的。
在一些实施方案中,所述带电聚合物在所述聚合物溶液中带正电(阳离子聚合物),并且所述带电颗粒在所述颗粒悬浮液中带负电(阴离子聚合物)。在一些实施方案中,所述带电聚合物包含多个胺基。在一些实施方案中,所述带电聚合物包含多个季铵基团。在一些实施方案中,所述带电聚合物为可季铵化的聚合物,其通过将乙烯基咪唑与乙烯基单体或丙烯酸单体或两者进行聚合制得。在一些实施方案中,所述带电聚合物为聚季铵盐。在一些实施方案中,所述带电聚合物为聚乙烯亚胺(包括聚乙烯亚胺的官能化衍生物)。在一些实施方案中,所述聚合物溶液的pH范围为约5至约10,例如,范围为约7至约10。在一些实施方案中,所述带电聚合物具有约120至约800,000克/摩尔范围(例如,约300至约10,000克/摩尔范围内)的数均分子量。在一些实施方案中,所述带电聚合物以约0.01体积%至约10体积%的范围(例如以约0.1体积%至约5体积%的范围)的量存在于所述聚合物溶液中。
在一些实施方案中,所述带电颗粒包括带负电的颗粒,例如带负电的二氧化硅、氧化锆或钛纳米颗粒。在一些实施方案中,所述带电颗粒部分由含氟基团进行改性。在一些实施方案中,所述带电颗粒具有约30纳米(nm)至约1000nm范围内(例如约30纳米(nm)至约500nm范围内)的平均直径。在一些实施方案中,所述带电颗粒以约0.01重量%至约10重量%的范围(例如约0.02重量%至约1.0重量%的范围)的量存在于所述颗粒悬浮液中。
在一些实施方案中,所述聚合物溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇(如松油醇、香叶醇、香茅醇、神经醇、薄荷醇、橙花醇、松节油、D-柠檬烯和法尼醇)、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂(乙二醇单正丙醚)、METHYL CARBITOLTM溶剂(二乙二醇单***)、DOWANOLTM DPM乙二醇醚(二丙二醇甲醚)、DOWANOLTM PnP乙二醇醚(丙二醇正丙醚),及其组合。在一些实施方案中,所述颗粒悬浮液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTM PnP乙二醇醚,及其组合。在一些实施方案中,所述第一和第二颗粒悬浮液包含相同的溶剂或溶剂组合。
在一些实施方案中,所述带电聚合物包含多个带正电的胺基,例如,聚乙烯亚胺,并且所述带电颗粒为带负电的颗粒,例如,氟化二氧化硅颗粒。
在一些实施方案中,所述岩层在与所述聚合物溶液接触之前带负电。在一些实施方案中,所述岩层为砂岩层。
在一些实施方案中,所述方法还包括使所述改性岩层与包含表面活性剂的表面活性剂溶液接触。在一些实施方案中,所述方法还包括在使所述改性岩层与所述颗粒悬浮液接触之前,使所述岩层与包含表面活性剂的表面活性剂溶液接触。在一些实施方案中,所述方法还包括在使所述改性岩层与所述颗粒悬浮液接触之时使所述岩层与包含表面活性剂的表面活性剂溶液接触。在一些实施方案中,所述方法还包括在使所述改性岩层与所述颗粒悬浮液接触之后使所述岩层与包含表面活性剂的表面活性剂溶液接触。在一些实施方案中,所述表面活性剂以约0.1重量%至约10重量%的范围的量存在于所述表面活性剂溶液中。在一些实施方案中,所述表面活性剂溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂、METHYLCARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTM PnP乙二醇醚,及其组合。
在另一个方面,本申请提供了用于减轻凝析气藏井眼附近的凝析物堆积的***,所述***包括:第一容器或聚合物溶液源,所述聚合物溶液包含具有第一净电荷的带电聚合物;和第二容器或颗粒悬浮液源,所述颗粒悬浮液包含具有第二净电荷的带电颗粒。在一些实施方案中,第一净电荷和第二净电荷是相反的,以及管道将所述聚合物溶液和所述颗粒悬浮液引入凝析气藏的井眼附近的相同岩层。
在一些实施方案中,所述***还包括第三容器或表面活性剂溶液源和管道,所述表面活性剂溶液包含表面活性剂,所述管道用于将所述表面活性剂溶液引入凝析气藏的井眼附近的岩层。
在另一个方面,本申请提供了经化学处理的岩层,其通过本申请中描述的方法制得。在一些实施方案中,所述经化学处理的岩层是全憎性的。在一些实施方案中,所述经化学处理的岩层比未处理的岩层具有更高的水油液滴流动性。在一些实施方案中,经化学处理的岩层比未处理的岩层具有更大的气体相对渗透率(Krg)。在一些实施方案中,相对于未处理的岩层,经化学处理的岩层在气体相对渗透率方面具有高达约5.0倍的改进。在一些实施方案中,相对于未处理的岩层,经化学处理的岩层具有更大的液态冷凝物相对渗透率(Kro)。在一些实施方案中,相对于未处理的岩层,经化学处理的岩层在液态冷凝物相对渗透率方面具有高达约5.0倍的改进。在一些实施方案中,去离子水在经化学处理的岩层的表面上的接触角的范围为约60度至约160度。在一些实施方案中,2重量%的氯化钾(KCl)水溶液在经化学处理的岩层的表面上的接触角的范围为约60度至约160度。在一些实施方案中,癸烷在经化学处理的岩层的表面上的接触角的范围为约40至约160度。
定义
为了使本申请更容易理解,如下定义了本申请中使用的某些术语。以下术语和其他术语的其它定义可能示于整个说明书中。
如本申请中所用,术语“包含(comprise)”和该术语的变体,例如“包含(comprising)”和“包含(comprises)”,并不旨在排除其他添加物、组分、整数或步骤。在本申请中,当提供范围时包括端点。在本申请中,除非上下文另有明确说明,否则术语“一种”可以理解为表示“至少一个”。
缔合:在一些实施方案中,如果两个或多个实体直接或间接地相互作用,使得它们彼此物理接近和/或保持物理接近,则它们在物理上彼此“缔合”。在一些实施方案中,彼此物理缔合的两个或更多个实体彼此共价连接;在一些实施方案中,彼此物理缔合的两个或更多个实体没有彼此共价连接,而是非共价缔合,例如通过以下方式非共价缔合:氢键、范德华相互作用、疏水性相互作用、静电相互作用,及其组合。
在井眼附近:如本申请中所用,术语“在井眼附近”是指在井眼里或井眼周围的岩层区域。在一些实施方案中,“在井眼附近”是指可能正在发生或潜在地会发生凝析物堆积的区域。在一些实施方案中,“在井眼附近”是指距井眼小于约35米(m)的距离(例如,距井眼小于约30、小于约25、小于约20、小于约15、小于约10或小于约5米)。
纳米颗粒:如本申请中所用,术语“纳米颗粒”是指具有最高约1,000nm的平均横截面(例如平均直径)的颗粒。在一些实施方案中,所述平均横截面通过动态光散射(DLS)(例如,基于通过光子相关光谱法测得的散射强度分布)测得。在一些实施方案中,纳米颗粒具有小于300nm的平均直径,例如,小于约100nm的平均直径。
全憎性:如本申请中所用,术语“全憎性”是指表面对于水相以及油或烃相不会润湿。在一些实施方案中,全憎性表面排斥一种或多种液相,从而改善气体相对渗透率或液体相对渗透率,或气体和液体两者的相对渗透率。
基本上:如本文所用,术语“基本上”是指以全部或接近全部的程度或地步展示感兴趣的特征或性能的定性条件。
附图简述
图1描绘了测量水和癸烷在已经用本申请所述方法处理过的玻璃表面和砂岩表面上的接触角。所述表面经过了官能化聚乙烯亚胺(fPEI)和85nm纳米颗粒的处理。
图2描绘了测量癸烷在已经用本申请所述方法处理过的砂岩表面上的接触角。所述表面经过了135nm纳米颗粒或180nm纳米颗粒的处理。
图3是显示未氟化(“粗制”)的和氟化的纳米颗粒的粒度分布图。
图4是描绘在根据本申请提供的化学处理前后,气体注入期间的压降图。
发明详述
在整个说明书中,在将方法描述为具有、包括或包含特定步骤时,或在将***描述为具有、包括或包含特定组分时,可以设想,存在其它根据本发明所述的方法,所述方法基本上由所叙述的处理步骤组成或由所叙述的处理步骤组成,以及存在根据本发明所述的***,所述***基本上由所叙述的组分组成或由所叙述的组分组成。
应当理解,只要保持方法或***可以使用,步骤的顺序或执行某些动作的顺序就无关紧要。而且,可以同时进行两个或更多个步骤或动作。
在本申请中,例如在背景技术部分中提及任何出版物,并不意味着承认该出版物对任何权利要求而言都是现有技术。背景技术部分的给出仅出于清楚的目的,并不意味着对任何权利要求而言是对现有技术的描述。
本申请涵盖了这样的见解,即对井眼附近岩层进行的某些化学处理可用于通过减小生产气体期间的压降来提高来自储层的气体和凝析物生产率。此外,在一些实施方案中,本申请提供了这样的见解:其允许对具有独特物理化学特性的某些岩层(例如,砂岩层)进行改进的化学处理。在一些实施方案中,本申请中提供的化学处理改变了岩层的润湿性。例如,在某些实施方案中,本申请所述的化学处理降低了岩层对水或油的润湿性。在一些实施方案中,通过为岩层提供表面粗糙度来降低岩层对水或油的润湿性。或者或另外,可以通过减少岩层的表面自由能来降低岩层对水或油的润湿性。
在一些实施方案中,根据本申请所述方法进行化学处理的岩层具有净电荷(例如,负电荷)。在一些实施方案中,所述岩层为砂岩层。在一些实施方案中,所述砂岩层包含石英、长石或粘土。
使岩层改性的方法
在某些实施方案中,本申请提供的方法使用聚合物溶液来使凝析气藏井眼附近的岩层改性。在一些实施方案中,所述聚合物溶液包含带电聚合物,例如,带正电的聚合物(阳离子聚合物)。
在一些实施方案中,所述带电聚合物包含多个胺基。在一些实施方案中,所述带电聚合物包含多个季铵基团。在一些实施方案中,所述带电聚合物是可季铵化聚合物,其通过将乙烯基咪唑与乙烯基单体或丙烯酸单体或两者进行聚合制得。在一些实施方案中,所述带电聚合物为聚季铵盐。在一些实施方案中,所述带电聚合物为聚乙烯亚胺(包括聚乙烯亚胺的官能化衍生物)。在一些实施方案中,所述带电聚合物(例如,聚乙烯亚胺的官能化衍生物)包含能够与岩层形成共价键的官能团。
在一些实施方案中,聚合物溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇(如松油醇、香叶醇、香茅醇、神经醇、薄荷醇、橙花醇、松节油、D-柠檬烯和法尼醇)、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂(乙二醇单正丙醚)、METHYL CARBITOLTM溶剂(二乙二醇单***)、DOWANOLTM DPM乙二醇醚(二丙二醇甲醚)、DOWANOLTM PnP乙二醇醚(丙二醇正丙醚),及其组合。
在一些实施方案中,带电聚合物以范围为约0.01至约10体积%的量存在于所述聚合物溶液中。在一些实施方案中,带电聚合物以范围为约0.1至约10体积%的量存在于所述聚合物溶液中。在一些实施方案中,带电聚合物以范围为约1至约10体积%的量存在于所述聚合物溶液中。在一些实施方案中,带电聚合物以范围为约0.01至约5体积%的量存在于所述聚合物溶液中。在一些实施方案中,带电聚合物以范围为约0.1至约5体积%的量存在于所述聚合物溶液中。在一些实施方案中,带电聚合物以范围为约1至约5体积%的量存在于所述聚合物溶液中。不希望受任何特定理论的束缚,所使用的特定浓度可能取决于岩层的渗透率。
在一些实施方案中,聚合物溶液的pH范围为约5至约10。在一些实施方案中,聚合物溶液的pH范围为约7至约10(例如范围为约8至约10或约8至约9.5)。在一些实施方案中,将pH调节剂(例如,HCl)加入到聚合物溶液中以调节所述聚合物溶液的pH。
在一些实施方案中,带电聚合物具有约120至约800,000克/摩尔范围内(例如约300至约10,000克/摩尔范围内)的数均分子量。
使改性的岩层织构化的方法
在某些实施方案中,本申请提供的方法使用颗粒(例如纳米颗粒)来为改性的岩层提供粗糙度或低表面能。在一些实施方案中,纳米颗粒可以与改性的岩层缔合。在一些实施方案中,纳米颗粒在与所述改性的岩层接触的颗粒悬浮液中是带电的。例如,纳米颗粒在所述颗粒悬浮液中带正电。
在一些实施方案中,纳米颗粒在某些溶剂或溶液中包含净电荷。在一些实施方案中,纳米颗粒的净电荷为负。在一些实施方案中,纳米颗粒的净电荷与聚合物的净电荷相反。
在一些实施方案中,纳米颗粒是或包含选自下组的材料:金属、半金属(在导带底部和价带顶部之间具有很小的重叠的材料)、非金属、金属、半金属和非金属的氧化物、硼化物、碳化物、硫化物和氮化物,及其组合。在一些实施方案中,纳米颗粒是或包含金属氧化物。在一些实施方案中,所述纳米颗粒是或包含二氧化硅、二氧化钛、氧化锆、氧化锗、氧化铝、五氧化钽、氧化锌,或其组合。在一些实施方案中,纳米颗粒是或包含二氧化硅。在一些实施方案中,纳米颗粒是或包含聚合物。例如,在一些实施方案中,纳米颗粒是或包含基于聚苯乙烯或甲基丙烯酸酯的聚合物。
在一些实施方案中,纳米颗粒的表面被氟化。在一些实施方案中,纳米颗粒为氟化的二氧化硅纳米颗粒。在一些实施方案中,纳米颗粒是或包含氟化的聚合物材料,例如,氟化的基于聚苯乙烯或甲基丙烯酸酯的聚合物。
在一些实施方案中,纳米颗粒具有约30nm至约500nm范围内的平均直径。在一些实施方案中,纳米颗粒具有约100nm至约500nm范围内的平均直径。在一些实施方案中,纳米颗粒具有约100nm至约400nm范围内的平均直径。
在一些实施方案中,使纳米颗粒悬浮液与改性的岩层接触。在一些实施方案中,纳米颗粒以范围为约0.01至约10重量%的量存在于悬浮液中。在一些实施方案中,纳米颗粒以范围为约0.01至约5重量%的量存在于悬浮液中。在一些实施方案中,纳米颗粒以范围为约0.01至约1重量%的量存在于悬浮液中。在一些实施方案中,纳米颗粒以范围为约0.01至约0.5重量%的量存在于悬浮液中。在一些实施方案中,纳米颗粒以范围为约0.05至约0.5重量%的量存在于悬浮液中。
在一些实施方案中,纳米颗粒悬浮液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇(如松油醇、香叶醇、香茅醇、神经醇、薄荷醇、橙花醇、松节油、D-柠檬烯和法呢醇)、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂(乙二醇单正丙醚)、METHYL CARBITOLTM溶剂(二乙二醇单***)、DOWANOLTM DPM乙二醇醚(二丙二醇甲醚)、DOWANOLTM PnP乙二醇醚(丙二醇正丙醚),及其组合。
在一些实施方案中,本申请提供的方法包括使包含表面活性剂的表面活性剂溶液与岩层接触。在一些实施方案中,可以在使纳米颗粒与所述改性的岩层缔合之前,施加包含所述表面活性剂的所述溶液。在一些实施方案中,可以在使纳米颗粒与所述改性的岩层缔合之后,施加包含所述表面活性剂的所述溶液。在一些实施方案中,可以将所述纳米颗粒悬浮液和所述表面活性剂溶液同时施加至所述岩层。在一些实施方案中,当被施加到所述岩层时,所述表面活性剂被包括在所述纳米颗粒悬浮液中。
在一些实施方案中,所述表面活性剂改变了所述岩层的表面。在一些实施方案中,所述表面活性剂增强了所述聚合物、纳米颗粒或两者对所述岩层的表面的粘附。在一些实施方案中,所述表面活性剂使所述聚合物、纳米颗粒或两者稳定在所述岩层的表面上。
在一些实施方案中,所述表面活性剂与所述岩层缔合。例如,所述表面活性剂可以与所述岩层表面上的羟基相互作用。在一些实施方案中,所述表面活性剂可以与羟基缔合。另外或或者,表面活性剂可与纳米颗粒一起提供额外的全憎性。在一些实施方案中,所述表面活性剂与用于改性岩石表面而施加的带电聚合物缔合。在一些实施方案中,所述表面活性剂提供了用于缔合纳米颗粒的额外的正电荷。在一些实施方案中,所述表面活性剂协助聚合物与岩层的缔合。
在一些实施方案中,所述表面活性剂可以是阳离子的、非离子的或两性的。在一些实施方案中,所述表面活性剂包括氟化的表面活性剂、聚合的表面活性剂、氟化的聚合表面活性剂或其组合。在一些实施方案中,所述表面活性剂选自下组:奥替尼啶二盐酸盐、西曲溴铵(cetrimonium bromide)(CTAB)、西吡氯铵(cetylpyridinium chloride)(CPC)、苯扎氯铵(benzalkonium chloride)(BAC)、苄索氯铵(benzethonium chloride)(BZT)、双十八烷基二甲基氯化铵、双十八烷基二甲基溴化铵(dioctadecyldimethylammonium bromide,DODAB)、烷基酚聚氧乙烯醚、脂肪醇乙氧基化物(aliphatic alcohol ethoxylates)、脂肪族烷基胺乙氧基化物(aliphatic alkylamine ethoxylates)、脱水山梨糖醇酯及其乙氧基化物、蓖麻油乙氧基化物、环氧乙烷/环氧丙烷共聚物、全氟辛酸(perfluorooctanoicacid,PFOA)、全氟辛烷磺酸盐(perfluorooctane sulfonate,PFOS)、全氟己烷磺酸(perfluorohexane sulfonic acid,PFHxS)、全氟壬酸(perfluorononanoic acid,PFNA)、全氟癸酸(perfluorodecanoic acid,PFDA)、椰油酰胺基丙基甜菜碱(cocamidopropylbetaine)、椰油酰胺基丙基磺基甜菜碱(cocoamidopropyl sultaine)、酰胺基磺基甜菜碱、金葡糖苷(auroamphoglycinate)、二羟乙基牛脂基甘氨酸盐(dihydroxyethyl tallowglycinate)、异硬脂酰基两性丙酸酯(isostearoamphopropionate)、N,N-(二甲基铵)丁酸金酯(auryl-N,N-(dimethylammonio)butyrate)、月桂基-N,N-(二甲基)-甘氨酸甜菜碱(lauryl-N,N-(dimethyl)-glycinebetaine)、3-[(3-胆酰胺丙基)二甲基铵]-1-丙磺酸盐(3-[(3-cholamidopropyl)dimethylammonio]-1-propanesulfonate)、3-([3-胆酰胺丙基]二甲基铵)-2-羟基-1-丙磺酸盐(3-([3-cholamidopropyl]dimethylammonio)-2-hydroxy-1-propanesulfonate)、N,N-(二甲基)丙磺酸金酯(auryl-N,N-(dimethyl)-propanesulfonate)、3-(4-叔丁基-1-吡啶基)-1-丙烷磺酸盐(3-(4-tert-butyl-1-pyridinio)-1-propanesulfonate)、3-(1-吡啶基)-1-丙烷磺酸盐(3-(1-pyridinio)-1-propanesulfonate)、3-(苄基二甲基铵基)丙烷磺酸盐(3-(benzyl-dimethylammonio)propanesulfonate),及其组合。
在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约0.1至约10重量%的量存在于溶液中。在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约0.5至约10重量%的量存在于溶液中。在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约1至约10重量%的量存在于溶液中。在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约5至约10重量%的量存在于溶液中。在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约0.1至约5重量%的量存在于溶液中。在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约0.1至约3重量%的量存在于溶液中。在一些实施方案中,表面活性剂以范围为约0.1至约1重量%的量存在于溶液中。
在一些实施方案中,表面活性剂溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇(如松油醇、香叶醇、香茅醇、神经醇、薄荷醇、橙花醇、松节油、D-柠檬烯和法呢醇)、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂(乙二醇单正丙醚)、METHYL CARBITOLTM溶剂(二乙二醇单***)、DOWANOLTM DPM乙二醇醚(二丙二醇甲醚)、DOWANOLTM PnP乙二醇醚(丙二醇正丙醚),及其组合。
经化学处理的岩层的特性
在一些实施方案中,已经用聚合物溶液改性并用颗粒悬浮液织构化的岩层(“经化学处理的岩层”)以某些特性表征。
在一些实施方案中,经化学处理的岩层是全憎性的。在一些实施方案中,经化学处理的岩层相对于未处理的岩层具有更大的液滴流动性(水滴和油滴,例如,水的液滴和癸烷的液滴)。在一些实施方案中,经化学处理的岩层的表面可能在能量上更亲气体而不亲水或油,从而减少了孔隙内液相的堆积、截留、或压降。
在一些实施方案中,可以用液态凝析物相对渗透率(Kro)、气体相对渗透率(Krg)或两者来确定处理的有效性。相对渗透率(Kr)为多相流中特定流体的有效渗透率(Ke)与绝对渗透率(Ka)的比值。绝对渗透率是多孔介质的特性,并且通过测量经单相流体饱和的介质的渗透率以此来代表介质传输流体的能力。
在一些实施方案中,所述单相流体可以是具有一个相的任何流体(例如,气体或液体)。在一些实施方案中,所述单相流体可以是氮气、水、烃或2重量%的KCl水溶液。在某些实施方案中,可以从如下所示的达西方程计算出绝对渗透率:
其中Qs为单相流体的流速(立方厘米/分钟(cm3/min)),μs为单相流体的粘度(厘泊(cP)),L为岩心样品的长度(cm),A为岩心样品的横截面(平方厘米(cm2)),ΔP为贯穿岩心样品的压降(大气)。
在某些实施方案中,在稳态条件下,岩心样品中液态凝析物的有效渗透率(Keo)和气体的有效渗透率(Keg)可以根据如下所示的达西方程算得:
其中Qo为液态凝析物的流速(cm3/min),Qg为气体的流速(cm3/min),μo为液态凝析物的粘度(cP),以及μg为气体的粘度(cP)。在一些实施方案中,使用化学处理之后和之前的液态凝析物(或气体)的相对渗透率的比率来计算相对渗透率的改进因数并确定处理是否成功。
在一些实施方案中,液态凝析物和气体的相对渗透率可以通过实施例3中所描述的步骤测得。
在一些实施方案中,烃的混合物可用于测量液态凝析物和气体的相对渗透率。在一些实施方案中,所述混合物包含一种或多种饱和烃。在一些实施方案中,所述饱和烃的碳原子数范围为1至40。在一些实施方案中,所述混合物包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、己烷、庚烷、辛烷、壬烷、癸烷、十一烷和十二烷。例如,实施例3中的表4显示了用于测量液态凝析物和气体的相对渗透率的烃混合物的示例性组分。在一些实施方案中,相对于未处理的岩层,经化学处理的岩层具有更大的气体相对渗透率(Krg)。在一些实施方案中,相对于未经处理的岩层,经化学处理的岩层在气体相对渗透率方面的改进因数高达约5.0、高达约4.5、高达约4.0、高达约3.5、高达约3.0、高达约2.5、高达约2.0、高达约1.9、高达约1.8、高达约1.7、高达约1.6、高达约1.5、高达约1.4、高达约1.3、高达约1.2或高达约1.1。
在一些实施方案中,相对于未处理的岩层,经化学处理的岩层具有更大的液态凝析物相对渗透率(Kro)。在一些实施方案中,相对于未经处理的岩层,经化学处理的岩层在液态凝析物相对渗透率方面的改进因数高达约5.0、高达约4.5、高达约4.0、高达约3.5、高达约3.0、高达约2.5、高达约2.0、高达约1.9、高达约1.8、高达约1.7、高达约1.6、高达约1.5、高达约1.4、高达约1.3、高达约1.2或高达约1.1。
在一些实施方案中,去离子水在经化学处理的岩层的表面上的接触角在约60至约160度、约90至约160度或约120至约160度的范围内。
在一些实施方案中,2重量%的氯化钾(KCl)水溶液在经化学处理的岩层的表面上的接触角在约60至约160度、约90至约160度或约120至约160度的范围内。
在一些实施方案中,癸烷在经化学处理的岩层的表面上的接触角在约40至约160度、约45至约160度或约50至约160度的范围内。
在一些实施方案中,经化学处理的岩层表现出分级的粗糙度。在一些实施方案中,经化学处理的岩层具有第一特征长度(例如,微米级的岩层固有表面粗糙度或孔径)和第二特征长度(纳米颗粒平均直径,例如,纳米级的),其中所述第一特征长度和所述第二特征长度基本上不同,从而产生分级的粗糙度。
用于岩层的化学处理的***
在一些实施方案中,一种用于减轻凝析气藏井眼附近的凝析物堆积的***,所述***包括:第一容器或聚合物溶液源(例如,所述聚合物溶液包含具有第一净电荷的带电聚合物),第二容器或颗粒悬浮液源(例如,所述颗粒悬浮液包含具有第二净电荷的带电颗粒),和管道,所述管道用于将所述聚合物溶液和所述颗粒悬浮液引入凝析气藏的井眼附近的同一岩层。
在一些实施方案中,用于减轻井眼附近的凝析物堆积的***将聚合物溶液引入岩层中。在一些实施方案中,调节流速从而为聚合物溶液中的聚合物提供足够多的时间来与岩层缔合以形成改性的岩层。
在一些实施方案中,用于减轻井眼附近的凝析物堆积的***将颗粒悬浮液引入岩层中。在一些实施方案中,调节流速从而为颗粒悬浮液中的颗粒(例如,纳米颗粒)提供足够多的时间来与改性的岩层缔合以形成经化学处理的岩层。
在一些实施方案中,***通过将聚合物溶液和颗粒悬浮液引入到井眼中,或者将它们注入到井眼周围的区域中,从而将所述聚合物溶液和颗粒悬浮液引入到井眼附近的岩层中。在一些实施方案中,由于井眼与岩层之间的压力差,聚合物溶液和颗粒悬浮液可例如通过岩层自身中的孔隙流过井眼到达岩层。在一些实施方案中,可将聚合物溶液和颗粒悬浮液注过井眼,然后可将所述聚合物溶液和所述颗粒悬浮液输送至井眼周围的区域。
在一些实施方案中,可经由挠性管或牛头管将聚合物溶液和颗粒悬浮液注入生产油管柱。在一些实施方案中,可以使用相同或不同的导管在分开的阶段注入聚合物溶液和颗粒悬浮液。
实施例
为了可以更充分地理解本申请,示出了以下实施例。应当理解,这些实施例仅出于说明性目的,而不以任何方式解释为是限制性的。
实施例1:砂岩的表面改性
本实施例描述了根据本申请的某些实施方案对砂岩表面的改性。将给出示例性过程。
氟化二氧化硅纳米颗粒(F-二氧化硅纳米颗粒)的合成
采用工艺制备了二氧化硅纳米颗粒。使用氢氧化铵作为催化剂,在乙醇溶剂中合成了二氧化硅纳米颗粒。合成了四批二氧化硅纳米颗粒,其平均直径为85nm、135nm、180nm和375nm。将100微升(μL)的97%1H,1H,2H,2H-全氟辛基三乙氧基硅烷添加到20毫升(mL)的粗制纳米颗粒悬浮液中进行表面改性。根据纳米颗粒的尺寸,粗制二氧化硅纳米颗粒的浓度范围为约5毫克/毫升(mg/mL)至约13mg/mL。表面氟化反应在室温下进行8小时。
通过以9000转/分钟(RPM)离心20分钟,将F-二氧化硅纳米颗粒洗涤两次,然后重悬于乙醇中,形成F-二氧化硅纳米颗粒悬浮液。
砂岩的表面改性
从大块的压裂中获得砂岩碎片。将石头在去离子水中冲洗一次,以除去任何碎屑,然后将其放入含有50mL乙醇的100mL烧杯中。将500μL在异丙醇中的50%三甲氧基甲硅烷基丙基改性的聚乙烯亚胺添加到该溶液中。该表面改性过程于室温下在不搅拌的条件下进行过夜。第二天将溶液倒出,将石头碎片依次用乙醇和水洗涤并干燥。由于砂岩表面通常带有负电荷,而fPEI在其表面上带有正电荷,因此fPEI可能会由于共价力而吸附在砂岩表面上。
纳米织构化的表面改性
为了获得具有层级粗糙度的砂岩表面,将经过了官能化聚乙烯亚胺(fPEI)改性的石头碎片与F-二氧化硅纳米颗粒悬浮液(约1.3重量%)以两种方式接触。第一种方法涉及将F-二氧化硅纳米颗粒悬浮液的液滴直接施加到干燥的表面上,并使悬浮液被吸入石块中。第二种方法涉及将石头碎片在F-二氧化硅纳米颗粒悬浮液中浸泡10分钟,从悬浮液中去除石头碎片,然后洗涤(先用乙醇,然后用水,每种一次)并干燥。由于F-二氧化硅纳米颗粒带有负电荷,因此它们与fPEI改性的砂岩表面相互作用。
实施例2:表征
本实施例描述了根据本申请的某些实施方案进行的用以表征表面改性的砂岩和二氧化硅纳米颗粒的实验。
接触角测量
使用Ramé-hart精密接触角测角仪在室温和室压下测量了接触角。
将一滴液体(水或癸烷)放在玻璃和砂岩表面上,其均用fPEI和F-二氧化硅纳米颗粒悬浮液处理过。接触角由液相追踪其轮廓测得。如图1所示,在用fPEI和F-二氧化硅纳米颗粒处理之前,刚断裂的砂岩表面未经受任何打磨(filing)或抛光(polishing)。为了使接触角测量中的误差最小化,将处理过的砂岩置于沙床上,以便可以优化平面度。在图1中,使用了具有85nm平均直径的F-二氧化硅纳米颗粒。对于图2中报告的数据,将破裂的砂岩表面磨平以产生平坦表面,然后将癸烷液滴放置在处理过的表面上。
二氧化硅大小分布
通过使用二氧化硅合成在异丙醇(IPA)中制备了375nm的二氧化硅纳米颗粒样品。然后通过旋转蒸发仪将样品交换至正丁醇内,并通过动态光散射(DLS)表征纳米颗粒的大小。通过以1:100的稀释因子在去离子水中稀释粗制纳米颗粒,以及类似地以1:100的稀释因子将F-二氧化硅纳米颗粒在正丁醇中稀释来进行DLS的测量。在一个实施例中,粗制纳米颗粒具有382.50nm的平均直径(由通过光子相关光谱法测得的散射强度分布得出),1.99nm的标准误差和3.45nm的标准偏差(参见表1和图3)。氟化纳米颗粒具有402.06nm的平均直径,2.8nm的标准误差,和4.85nm的标准偏差(参见表2和图3)。
表1
未氟化(“粗制”)纳米颗粒的大小分布
样品编号 | 平均直径(nm) | 多分散性 |
1 | 385.74 | 0.04 |
2 | 378.87 | 0.05 |
3 | 382.88 | 0.07 |
表2
氟化纳米颗粒的大小分布
样品编号 | 平均直径(nm) | 多分散性 |
1 | 405.87 | 0.008 |
2 | 403.71 | 0.021 |
3 | 396.60 | 0.115 |
实施例3:Coreflood实验
本实施例提供了证明岩心砂岩样品在根据本申请所述的处理之后压降减小的结果。
本实施例中使用的圆柱形岩心砂岩样品是从德克萨斯州的一个凝析气藏井眼中通过钻探岩层获得的。岩心砂岩样品的直径为1.5英寸,并且岩心砂岩样品的长度为6英寸。在测量之前,将样品在150℃(302°F)的烤箱中干燥2天,直至样品完全干燥。使用数字天平称重样品以获得样品的干重。将干燥的样品在真空下用2重量%的KCl水溶液饱和24小时。
用于测量处理前后压降减小的过程如下:
1.以不同的流速(Q)将2重量%的KCl水溶液注入砂岩岩心样品中。对于每种流速,记录稳定后的压降(ΔP),示于表3中。将横跨岩心样品的压降和其他参数如流速、粘度以及岩心砂岩样品的横截面积和长度应用于达西方程,以计算样品的绝对渗透率。计算Q/A和ΔP/L,并绘制Q/A与ΔP/L的关系图。曲线的斜率(Ka/μs)为0.0145。μs为0.893cP,Ka为13.0。
表3
不同Q条件下的ΔP测量值,计算Ka的Q/A和ΔP/L
2.在氮气注入的条件下将岩心样品放置过夜,以置换水并产生隙间水饱和以及模拟凝析气藏条件。该条件可以类似于通常为储层井下条件的压力和温度的实验条件(例如,温度为约300°F,压力为约3000psi至6000psi)。
3.然后将烃气混合气流(以5mL/分钟)注入岩心样品中,以获得处理前的压降曲线。本实施例中使用的烃气混合物的组分总结在表4中。该气体混合物的组分能使岩心样品内部的烃液体冷凝,并模拟多孔介质中气体和液体凝析物的两相流动。
表4
烃气混合物的组分
4.然后将100mL(或3个孔体积,其中所述“孔体积”为一个岩心样品中孔空间的总体积)的三甲氧基甲硅烷基丙基改性的聚乙烯亚胺溶液(2体积%的丁醇溶液,以2mL/分钟)注入岩心样品中。在完成了100mL注射后,留下岩心样品过夜。多余的体积从岩心样品的“底部”流出。
5.将100mL(或3个孔体积)的根据实施例1中的方法制备的F-二氧化硅纳米颗粒悬浮液(0.065重量%的丁醇溶液,以1mL/分钟)注入用官能化的PEI改性的岩心样品中。悬浮液中的F-二氧化硅纳米颗粒的平均直径为375nm。表面改性过程进行了整夜。
6.将与步骤3中使用的相同的烃气混合气流(以5mL/分钟)注入岩心样品中,以获得处理后的压降曲线以及气体和液体凝析物的相对渗透率。
7.比较处理前后的压降曲线。
在图4中示出了压降曲线。在处理之前的注气过程中,压降平均为约48磅力/平方英寸(psi)。在处理之后的注气过程中,压降平均为约34.4psi(与处理前的压降相比减小了28.3%)。
该处理还能够使气体相对渗透率提高1.4倍,以及使液态凝析物的相对渗透率提高1.4倍。例如在“化学处理的岩层的属性”部分中所述,相对渗透率为烃混合物中气体或液体凝析物的有效渗透率与绝对渗透率的比值。与步骤1中讨论的绝对渗透率类似,有效渗透率根据Darcy方程算得。
实施例4:pH的效应
本实施例显示了在本申请的某些实施方案中调节官能化的PEI溶液的pH的效应。
用1.0M HCl调节了fPEI溶液的pH值。将0到100μL的1.0M HCl溶液添加到10mLfPEI的丁醇溶液中,然后记录在约7至约9范围内的pH值。然后在添加F-二氧化硅颗粒之后马上以及在添加F-二氧化硅颗粒6小时后观察所得溶液的浊度。在一些实施方案中,在较低pH下观察到浊度增加,这可能是由于fPEI与F-二氧化硅纳米颗粒之间的相互作用增加所致。不受限制,当pH降低时,由于表面电荷增加,F-二氧化硅纳米颗粒可以更牢固地粘附于fPEI。实际上,在非碱性pH值下,fPEI带很高的正电荷,而二氧化硅颗粒带很高的负电荷。
其它实施方案
项目1.一种用于减轻凝析气藏的井眼附近的凝析物堆积的方法,所述方法包括:
使凝析气藏的井眼附近的岩层与聚合物溶液接触,从而形成改性的岩层,其中所述聚合物溶液包含具有第一净电荷的带电聚合物;和
使所述改性的岩层与颗粒悬浮液接触,其中所述颗粒悬浮液包含具有第二净电荷的带电颗粒,其中所述第一净电荷和第二净电荷是相反的。
项目2.根据项目1所述的方法,其中所述带电聚合物在所述聚合物溶液中带正电,并且所述带电颗粒在所述颗粒悬浮液中带负电。
项目3.根据项目2所述的方法,其中所述带电聚合物包含多个胺基。
项目4.根据项目2所述的方法,其中所述带电聚合物包含多个季铵基团。
项目5.根据项目2所述的方法,其中所述带电聚合物为可季铵化的聚合物,其通过将乙烯基咪唑与乙烯基单体或丙烯酸单体或两者进行聚合制得。
项目6.根据项目2所述的方法,其中所述带电聚合物为聚季铵盐。
项目7.根据项目2所述的方法,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺。
项目8.根据项目7所述的方法,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺的官能化衍生物。
项目9.根据项目1至8中任一项所述的方法,其中所述聚合物溶液的pH范围为约5至约10。
项目10.根据项目1至9中任一项所述的方法,其中所述带电聚合物具有约120至约800,000克/摩尔范围的数均分子量。
项目11.根据项目1至10中任一项所述的方法,其中所述带电聚合物以约0.01体积%至约10体积%的范围的量存在于所述聚合物溶液中。
项目12.根据项目1至11中任一项所述的方法,其中所述带电颗粒包括二氧化硅、氧化锆或钛纳米颗粒。
项目13.根据项目1至11中任一项所述的方法,其中所述带电颗粒包括基于聚苯乙烯或甲基丙烯酸酯的聚合物。
项目14.根据项目1至13中任一项所述的方法,其中所述带电颗粒是氟化的。
项目15.根据项目1至14中任一项所述的方法,其中所述带电颗粒具有约30nm至约500nm范围内的平均直径。
项目16.根据项目1至15中任一项所述的方法,其中所述带电颗粒以约0.01重量%至约10重量%的范围的量存在于所述颗粒悬浮液中。
项目17.根据项目1至16中任一项所述的方法,其中所述聚合物溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTMPnP乙二醇醚,及其组合。
项目18.根据项目1至17中任一项所述的方法,其中所述颗粒悬浮液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTMPnP乙二醇醚,及其组合。
项目19.根据项目1至18中任一项所述的方法,其中所述聚合物溶液和所述颗粒悬浮液包含相同的溶剂或溶剂组合。
项目20.根据项目1至19中任一项所述的方法,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺,并且所述带电颗粒为氟化二氧化硅颗粒。
项目21.根据项目1至20中任一项所述的方法,其中所述岩层在与所述聚合物溶液接触之前带负电。
项目22.根据项目21所述的方法,其中所述岩层为砂岩层。
项目23.根据项目1所述的方法,其还包括使所述改性岩层与包含表面活性剂的表面活性剂溶液接触。
项目24.根据项目23所述的方法,其中所述表面活性剂以约0.1重量%至约10重量%的范围的量存在于所述表面活性剂溶液中。
项目25.根据项目23所述的方法,其中所述表面活性剂溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYLCELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTM PnP乙二醇醚,及其组合。
项目26.一种用于减轻凝析气藏的井眼附近的凝析物堆积的***,所述***包括:
第一容器或聚合物溶液源,所述聚合物溶液包含具有第一净电荷的带电聚合物;
第二容器或颗粒悬浮液源,所述颗粒悬浮液包含具有第二净电荷的带电颗粒,其中所述第一净电荷和第二净电荷是相反的;和
管道,所述管道用于将所述聚合物溶液和所述颗粒悬浮液引入凝析气藏的井眼附近的岩层。
项目27.根据项目26所述的***,其中所述带电聚合物在所述聚合物溶液中带正电,并且所述带电颗粒在所述颗粒悬浮液中带负电。
项目28.根据项目26所述的***,其中所述带电聚合物包含多个胺基。
项目29.根据项目26所述的***,其中所述带电聚合物包含多个季铵基团。
项目30.根据项目26所述的***,其中所述带电聚合物为可季铵化的聚合物,其通过将乙烯基咪唑与乙烯基单体或丙烯酸单体或两者进行聚合制得。
项目31.根据项目26所述的***,其中所述带电聚合物为聚季铵盐。
项目32.根据项目26所述的***,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺。
项目33.根据项目32所述的***,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺的官能化衍生物。
项目34.根据项目26至33中任一项所述的***,其中所述聚合物溶液的pH范围为约5至约10。
项目35.根据项目26至34中任一项所述的***,其中所述带电聚合物具有约120至约800,000克/摩尔范围的数均分子量。
项目36.根据项目26至35中任一项所述的***,其中所述带电聚合物以约0.01体积%至约10体积%的范围的量存在于所述聚合物溶液中。
项目37.根据项目26至36中任一项所述的***,其中所述带电颗粒包括二氧化硅、氧化锆或钛纳米颗粒。
项目38.根据项目26至36中任一项所述的***,其中所述带电颗粒包括基于聚苯乙烯或甲基丙烯酸酯的聚合物。
项目39.根据项目26至38中任一项所述的***,其中所述带电颗粒是氟化的。
项目40.根据项目26至39中任一项所述的***,其中所述带电颗粒具有约30nm至约500nm范围内的平均直径。
项目41.根据项目26至40中任一项所述的***,其中所述带电颗粒以约0.01重量%至约10重量%的范围的量存在于所述颗粒悬浮液中。
项目42.根据项目27至41中任一项所述的***,其中所述聚合物溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTMPnP乙二醇醚,及其组合。
项目43.根据项目26至42中任一项所述的***,其中所述颗粒悬浮液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYL CELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTMPnP乙二醇醚,及其组合。
项目44.根据项目26至43中任一项所述的***,其中所述聚合物溶液和所述颗粒悬浮液包含相同的溶剂或溶剂组合。
项目45.根据项目26至44中任一项所述的***,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺,并且所述带电颗粒为氟化二氧化硅颗粒。
项目46.根据项目26至45中任一项所述的***,其中所述岩层在与所述聚合物溶液接触之前带负电。
项目47.根据项目46所述的***,其中所述岩层为砂岩层。
项目48.根据项目26所述的***,其还包括第三容器或表面活性剂溶液源和管道,所述表面活性剂溶液包含表面活性剂,所述管道用于将所述表面活性剂溶液引入凝析气藏的井眼附近的岩层。
项目49.根据项目48所述的***,其中所述表面活性剂以约0.1重量%至约10重量%的范围的量存在于所述表面活性剂溶液中。
项目50.根据项目48所述的***,其中所述表面活性剂溶液包含选自下组的溶剂:乙醇、异丙醇、乙二醇、丁醇、2-丁氧基乙醇、丁基卡必醇、戊醇、己醇、萜烯醇、PROPYLCELLOSOLVETM溶剂、METHYL CARBITOLTM溶剂、DOWANOLTM DPM乙二醇醚、DOWANOLTM PnP乙二醇醚,及其组合。
项目51.一种经化学处理的岩层,其通过使用项目1-50中任一项所述的方法制得。
项目52.根据项目51所述的经化学处理的岩层,其中所述经化学处理的岩层是全憎性的。
先前描述了本申请的某些实施方案。然而,明确指出,本申请不限于那些实施方案,而是意在将对本申请中明确描述的内容的添加和修改也包括在本申请的范围内。并且,应当理解,在不脱离本发明的精神和范围的情况下,本申请中描述的各个实施方案的特征并不相互排斥,并且可以以各种组合和排列的形式存在,即使没有明确表达出这种组合和排列也是如此。在已经描述了减轻凝析物堆积的方法的某些实施方式的条件下,对于本领域的技术人员现在将变得显而易见的是,可以使用包括了本申请的概念的其他实施方式。因此,本申请不应限于某些实施方式,而应仅受所附权利要求的精神和范围的限制。
Claims (10)
1.一种用于减轻凝析气藏的井眼附近的凝析物堆积的方法,所述方法包括:
使凝析气藏的井眼附近的岩层与聚合物溶液接触,从而形成改性的岩层,其中所述聚合物溶液包含具有第一净电荷的带电聚合物;和
使所述改性的岩层与颗粒悬浮液接触,其中所述颗粒悬浮液包含具有第二净电荷的带电颗粒,其中所述第一净电荷和第二净电荷是相反的。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述带电聚合物在所述聚合物溶液中带正电,并且所述带电颗粒在所述颗粒悬浮液中带负电。
3.根据权利要求2所述的方法,其中所述带电聚合物包含多个胺基。
4.根据权利要求2所述的方法,其中所述带电聚合物包含多个季铵基团。
5.根据权利要求2所述的方法,其中所述带电聚合物为可季铵化的聚合物,其通过将乙烯基咪唑与乙烯基单体或丙烯酸单体或两者进行聚合制得。
6.根据权利要求2所述的方法,其中所述带电聚合物为聚季铵盐。
7.根据权利要求2所述的方法,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺。
8.根据权利要求7所述的方法,其中所述带电聚合物为聚乙烯亚胺的官能化衍生物。
9.根据权利要求1至8中任一项所述的方法,其中所述聚合物溶液的pH范围为约5至约10。
10.根据权利要求1至9中任一项所述的方法,其中所述带电聚合物具有约120至约800,000克/摩尔范围的数均分子量。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201762534927P | 2017-07-20 | 2017-07-20 | |
US62/534,927 | 2017-07-20 | ||
CN201880047982.6A CN110945102B (zh) | 2017-07-20 | 2018-07-18 | 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201880047982.6A Division CN110945102B (zh) | 2017-07-20 | 2018-07-18 | 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113982549A true CN113982549A (zh) | 2022-01-28 |
Family
ID=63104106
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201880047982.6A Expired - Fee Related CN110945102B (zh) | 2017-07-20 | 2018-07-18 | 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 |
CN202111068855.4A Pending CN113982549A (zh) | 2017-07-20 | 2018-07-18 | 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201880047982.6A Expired - Fee Related CN110945102B (zh) | 2017-07-20 | 2018-07-18 | 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US10442983B2 (zh) |
EP (1) | EP3655494B1 (zh) |
JP (1) | JP2020527626A (zh) |
CN (2) | CN110945102B (zh) |
CA (1) | CA3066236A1 (zh) |
SA (1) | SA520411066B1 (zh) |
WO (1) | WO2019018507A1 (zh) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2019018507A1 (en) | 2017-07-20 | 2019-01-24 | Saudi Arabian Oil Company | MITIGATION OF CONDENSATE ACCUMULATION USING SURFACE MODIFICATION |
CN107418546A (zh) * | 2017-07-28 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种改变致密砂岩表面润湿性表面活性剂及其制备方法和应用 |
CA3143820A1 (en) | 2019-01-23 | 2020-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Mitigation of condensate and water banking using functionalized nanoparticles |
US11739259B1 (en) | 2022-04-07 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Interfacial assembly of integrated silica nanoparticles and fluorosurfactant heterostructures in foamed fracturing fluids |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4366071A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US20080058229A1 (en) * | 2006-09-05 | 2008-03-06 | Cory Berkland | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
WO2008118241A1 (en) * | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for treating a water blocked well |
US20100096139A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Frac Tech Services, Ltd. | Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations |
US20100285999A1 (en) * | 2009-05-08 | 2010-11-11 | Norman Lewis R | Treatment fluids for reduction of water blocks, Oil blocks, and/or gas condensates and associated methods |
US20110053810A1 (en) * | 2009-09-03 | 2011-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluorosurfactants and Treatment Fluids for Reduction of Water Blocks, Oil Blocks, and/or Gas Condensates and Associated Methods |
US20110177983A1 (en) * | 2008-07-18 | 2011-07-21 | Baran Jr Jimmie R | Cationic fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
US20110174492A1 (en) * | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Robb Ian D | Surfactants and Friction Reducing Polymers for the Reduction of Water Blocks and Gas Condensates and Associated Methods |
US20150083417A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
US20150315455A1 (en) * | 2014-05-05 | 2015-11-05 | Aramco Services Company | Flash Point Adjustment of Wettability Alteration Chemicals in Hydrocarbon Solvents |
US20160168449A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Aramco Services Company | High temperature fracturing fluids with nano-crosslinkers |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2796867B2 (ja) * | 1990-01-12 | 1998-09-10 | 三井サイテック株式会社 | カチオン性およびアニオン性重合体による石油回収方法 |
AU7371898A (en) | 1997-05-07 | 1998-11-27 | Mark J. Hampden-Smith | Low density film for low dielectric constant applications |
DE19847647A1 (de) | 1998-10-15 | 2000-04-20 | Elenac Gmbh | Wirbelschichtverfahren und Reaktor zur Behandlung von Katalysatoren und Katalysatorträgern |
DE19914752A1 (de) | 1999-03-31 | 2000-10-05 | Elenac Gmbh | Verfahren zur diskontinuierlichen, thermischen Behandlung von Katalysatormaterial |
DE19914751A1 (de) | 1999-03-31 | 2000-10-05 | Elenac Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur kontinuierlichen Behandlung von Katalysatoren und Katalysatorträger |
US7029507B2 (en) | 2001-11-29 | 2006-04-18 | Nanoproducts Corporation | Polishing using multi-metal oxide nanopowders |
US6865939B2 (en) | 2002-09-16 | 2005-03-15 | Sandia Naitonal Laboratories | Fluorinated silica microchannel surfaces |
US6945327B2 (en) * | 2003-02-11 | 2005-09-20 | Ely & Associates, Inc. | Method for reducing permeability restriction near wellbore |
US7179758B2 (en) | 2003-09-03 | 2007-02-20 | International Business Machines Corporation | Recovery of hydrophobicity of low-k and ultra low-k organosilicate films used as inter metal dielectrics |
CA2583610A1 (en) | 2004-09-22 | 2006-03-30 | Benjamin David Hatton | Method of transformation of bridging organic groups in organosilica materials |
TW200700510A (en) | 2005-02-25 | 2007-01-01 | Optimax Tech Corp | Inorganic-organic hybrid nanocomposite antiglare and antireflection coatings |
US20080157665A1 (en) | 2005-02-25 | 2008-07-03 | Optimax Technology Corporation | Optical Thin Films with Nano-Corrugated Surface Topologies by a Simple Coating Method |
US8025922B2 (en) | 2005-03-15 | 2011-09-27 | Asm International N.V. | Enhanced deposition of noble metals |
US20070029085A1 (en) | 2005-08-05 | 2007-02-08 | Panga Mohan K | Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells |
US8252778B2 (en) | 2006-03-24 | 2012-08-28 | University Of Utah Research Foundation | Highly fluorinated oils and surfactants and methods of making and using same |
US20070249164A1 (en) | 2006-04-20 | 2007-10-25 | Taiwan Semiconductor Manufacturing Co., Ltd. | Method of fabricating an interconnect structure |
DE102006033280A1 (de) | 2006-07-18 | 2008-01-24 | Leibniz-Institut Für Neue Materialien Gemeinnützige Gmbh | Kompositzusammensetzung für mikrostrukturierte Schichten |
US20090317621A1 (en) | 2006-11-30 | 2009-12-24 | Youngblood Jeffrey P | Stimuli-Responsive Polymeric Surface Materials |
RU2485303C2 (ru) | 2007-03-23 | 2013-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Композиции и способы обработки скважины с водным барьером |
JP2010533966A (ja) | 2007-07-13 | 2010-10-28 | インターモレキュラー, インコーポレイテッド | 低誘電率の誘電性材料の表面調整 |
CN101945972A (zh) * | 2007-12-21 | 2011-01-12 | 3M创新有限公司 | 用氟化阴离子表面活性剂组合物处理含烃地层的方法 |
EP2283395B1 (en) | 2008-04-25 | 2018-08-22 | Northwestern University | Polymer pen lithography |
WO2010096591A2 (en) | 2009-02-18 | 2010-08-26 | Northwestern University | Gel polymer pen lithography |
FI122230B (fi) | 2009-07-02 | 2011-10-31 | Aalto Korkeakoulusaeaetioe | Nestettä hylkivä materiaali |
CA2690768A1 (en) | 2010-01-21 | 2011-07-21 | Trican Well Services Ltd. | Compositions and methods for enhancing fluid recovery for hydraulic fracturing treatments |
US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
US9675994B2 (en) | 2011-06-01 | 2017-06-13 | The University Of North Carolina At Chapel Hill | Superhydrophobic coatings and methods for their preparation |
EP2855618B1 (en) | 2011-09-30 | 2021-01-13 | Hexion Research Belgium SA | Proppant materials and methods of tailoring proppant material surface wettability |
WO2013071212A1 (en) | 2011-11-11 | 2013-05-16 | United Protective Technologies | Multifunctional superhydrophobic diatomaceous earth for chemical adhesion and color change |
CN104995261B (zh) | 2012-12-13 | 2018-09-21 | 工业研究与发展基金会有限公司 | 疏水和疏油表面及其用途 |
CA2934620A1 (en) | 2013-12-23 | 2015-07-02 | Xmicrobial, Llc | Microbicidal polymers and methods of use thereof |
WO2016065333A1 (en) | 2014-10-24 | 2016-04-28 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Fluorinated pickering emulsion |
US10932371B2 (en) | 2014-11-05 | 2021-02-23 | Corning Incorporated | Bottom-up electrolytic via plating method |
EP3227393A4 (en) | 2014-12-05 | 2018-12-19 | Velox Flow, Llc | Multifunctional superhydrophobic particles for chemical adhesion and blooming |
US10351763B2 (en) | 2017-02-27 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Interfacial tension reduction and wettability alteration using metal oxide nanoparticles to reduce condensate banking |
WO2019018507A1 (en) | 2017-07-20 | 2019-01-24 | Saudi Arabian Oil Company | MITIGATION OF CONDENSATE ACCUMULATION USING SURFACE MODIFICATION |
CA3143820A1 (en) | 2019-01-23 | 2020-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Mitigation of condensate and water banking using functionalized nanoparticles |
-
2018
- 2018-07-18 WO PCT/US2018/042657 patent/WO2019018507A1/en unknown
- 2018-07-18 CA CA3066236A patent/CA3066236A1/en not_active Abandoned
- 2018-07-18 EP EP18750013.7A patent/EP3655494B1/en active Active
- 2018-07-18 JP JP2020500837A patent/JP2020527626A/ja active Pending
- 2018-07-18 CN CN201880047982.6A patent/CN110945102B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2018-07-18 CN CN202111068855.4A patent/CN113982549A/zh active Pending
- 2018-07-18 US US16/038,692 patent/US10442983B2/en active Active
-
2019
- 2019-08-22 US US16/547,688 patent/US11015111B2/en active Active
-
2020
- 2020-01-16 SA SA520411066A patent/SA520411066B1/ar unknown
Patent Citations (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4366071A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US20080058229A1 (en) * | 2006-09-05 | 2008-03-06 | Cory Berkland | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
WO2008118241A1 (en) * | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for treating a water blocked well |
US20110177983A1 (en) * | 2008-07-18 | 2011-07-21 | Baran Jr Jimmie R | Cationic fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
US20100096139A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Frac Tech Services, Ltd. | Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations |
US20100285999A1 (en) * | 2009-05-08 | 2010-11-11 | Norman Lewis R | Treatment fluids for reduction of water blocks, Oil blocks, and/or gas condensates and associated methods |
US20110053810A1 (en) * | 2009-09-03 | 2011-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluorosurfactants and Treatment Fluids for Reduction of Water Blocks, Oil Blocks, and/or Gas Condensates and Associated Methods |
US20110174492A1 (en) * | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Robb Ian D | Surfactants and Friction Reducing Polymers for the Reduction of Water Blocks and Gas Condensates and Associated Methods |
CN102741374A (zh) * | 2010-01-15 | 2012-10-17 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于减少水堵和凝析油的表面活性剂和摩阻减低聚合物以及相关方法 |
US20150083417A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
US20150315455A1 (en) * | 2014-05-05 | 2015-11-05 | Aramco Services Company | Flash Point Adjustment of Wettability Alteration Chemicals in Hydrocarbon Solvents |
US20160168449A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Aramco Services Company | High temperature fracturing fluids with nano-crosslinkers |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
张大椿等: "英买7-19凝析气藏反凝析伤害因素研究", 《石油天然气学报(江汉石油学院学报)》, vol. 30, no. 2, 30 April 2008 (2008-04-30), pages 330 - 332 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US11015111B2 (en) | 2021-05-25 |
CN110945102B (zh) | 2021-10-01 |
JP2020527626A (ja) | 2020-09-10 |
SA520411066B1 (ar) | 2022-10-30 |
CN110945102A (zh) | 2020-03-31 |
EP3655494B1 (en) | 2021-04-14 |
WO2019018507A1 (en) | 2019-01-24 |
US20200024505A1 (en) | 2020-01-23 |
EP3655494A1 (en) | 2020-05-27 |
US20190023973A1 (en) | 2019-01-24 |
CA3066236A1 (en) | 2019-01-24 |
US10442983B2 (en) | 2019-10-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110945102B (zh) | 通过使用表面改性减轻凝析物堆积 | |
EP3046989B1 (en) | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations | |
AU2014321293B2 (en) | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations | |
CA2978943C (en) | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well | |
CN112980401B (zh) | 疏水型纳米二氧化硅及其制备方法和应用 | |
Safaei et al. | Experimental investigation of wettability alteration of carbonate gas-condensate reservoirs from oil-wetting to gas-wetting using Fe3O4 nanoparticles coated with Poly (vinyl alcohol),(PVA) or Hydroxyapatite (HAp) | |
US20180163122A1 (en) | Water control agent for oilfield application | |
CA3143820A1 (en) | Mitigation of condensate and water banking using functionalized nanoparticles | |
Sayed et al. | Novel surface modified nanoparticles for mitigation of condensate and water blockage in gas reservoirs | |
Sharifzadeh et al. | Preparation of the modified limestone possessing higher permeability of gas well based on fluorinated silica: Effect of catalyst | |
López et al. | Cardanol/SiO2 nanocomposites for inhibition of formation damage by asphaltene precipitation/deposition in light crude oil reservoirs. part ii: nanocomposite evaluation and coreflooding test | |
Fuentes et al. | Nanotechnology applied to the inhibition and remediation of formation damage by fines migration and deposition: A comprehensive review | |
Aljawad et al. | Application of nanoparticles in stimulation: a review | |
AU2011279476A1 (en) | Water sensitive porous medium to control downhole water production and method therefor | |
Mishra et al. | A novel chemical composition to consolidate the loose sand formation in the oil field | |
US20230183557A1 (en) | Foamed wettability alteration treatment for deep condensate and water blockage in gas reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination |