RU2618796C2 - Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением - Google Patents
Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2618796C2 RU2618796C2 RU2014125201A RU2014125201A RU2618796C2 RU 2618796 C2 RU2618796 C2 RU 2618796C2 RU 2014125201 A RU2014125201 A RU 2014125201A RU 2014125201 A RU2014125201 A RU 2014125201A RU 2618796 C2 RU2618796 C2 RU 2618796C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- indicator
- composite
- water
- porous
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 112
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 100
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 86
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 40
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011155 quantitative monitoring Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 60
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 56
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 50
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical group O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims description 43
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims description 38
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 33
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 25
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 22
- -1 acrylic ester Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 20
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 11
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 9
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 9
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 6
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 6
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 4
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 claims description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000004811 liquid chromatography Methods 0.000 claims description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 2
- 102000010410 Nogo Proteins Human genes 0.000 claims 1
- 108010077641 Nogo Proteins Proteins 0.000 claims 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 9
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 54
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 16
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 12
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 12
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 10
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 10
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 9
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 9
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 7
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 6
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 6
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 6
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 6
- 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 6
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 4
- LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)O LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 4
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000758789 Juglans Species 0.000 description 3
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 3
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 3
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 3
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 3
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 3
- 238000001506 fluorescence spectroscopy Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 description 3
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 3
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 3
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KILNVBDSWZSGLL-KXQOOQHDSA-N 1,2-dihexadecanoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCC KILNVBDSWZSGLL-KXQOOQHDSA-N 0.000 description 2
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical compound C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 150000004996 alkyl benzenes 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
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 229940060296 dodecylbenzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930003658 monoterpene Natural products 0.000 description 2
- 150000002773 monoterpene derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 235000002577 monoterpenes Nutrition 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001228 polyisocyanate Polymers 0.000 description 2
- 239000005056 polyisocyanate Substances 0.000 description 2
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229920003987 resole Polymers 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- HMUWJRKMCCROKD-UHFFFAOYSA-M sodium;4-hexadecan-8-ylbenzenesulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCC(CCCCCCC)C1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1 HMUWJRKMCCROKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- GGHPAKFFUZUEKL-UHFFFAOYSA-M sodium;hexadecyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O GGHPAKFFUZUEKL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000002336 sorption--desorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 2
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 2
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 2
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- QIROQPWSJUXOJC-UHFFFAOYSA-N 1,1,2,2,3,3,4,4,5,5,6-undecafluoro-6-(trifluoromethyl)cyclohexane Chemical compound FC(F)(F)C1(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C1(F)F QIROQPWSJUXOJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCNXQFASJTYKDJ-UHFFFAOYSA-N 1,1,2,2,3,3,4,4,5-nonafluoro-5-(trifluoromethyl)cyclopentane Chemical compound FC(F)(F)C1(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C1(F)F BCNXQFASJTYKDJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGIRNWJSIRVFRT-UHFFFAOYSA-N 2',7'-difluorofluorescein Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=C(F)C(=O)C=C2OC2=CC(O)=C(F)C=C21 VGIRNWJSIRVFRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DYNFCHNNOHNJFG-UHFFFAOYSA-M 2-formylbenzoate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C=O DYNFCHNNOHNJFG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- MJKVTPMWOKAVMS-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxy-1-benzopyran-2-one Chemical class C1=CC=C2OC(=O)C(O)=CC2=C1 MJKVTPMWOKAVMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 4-[4-(4-methoxyphenyl)piperazin-1-yl]aniline Chemical compound C1=CC(OC)=CC=C1N1CCN(C=2C=CC(N)=CC=2)CC1 VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000144725 Amygdalus communis Species 0.000 description 1
- 235000011437 Amygdalus communis Nutrition 0.000 description 1
- 108010053481 Antifreeze Proteins Proteins 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 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 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 108091034117 Oligonucleotide Proteins 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 229920001214 Polysorbate 60 Polymers 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- WPMWEFXCIYCJSA-UHFFFAOYSA-N Tetraethylene glycol monododecyl ether Chemical compound CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOCCO WPMWEFXCIYCJSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLCPHMBAVCMARE-UHFFFAOYSA-N [3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[5-(2-amino-6-oxo-1H-purin-9-yl)-3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[3-[[5-(2-amino-6-oxo-1H-purin-9-yl)-3-[[5-(2-amino-6-oxo-1H-purin-9-yl)-3-hydroxyoxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxyoxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(5-methyl-2,4-dioxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxyoxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(5-methyl-2,4-dioxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(4-amino-2-oxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(5-methyl-2,4-dioxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(5-methyl-2,4-dioxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(4-amino-2-oxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(4-amino-2-oxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(4-amino-2-oxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(6-aminopurin-9-yl)oxolan-2-yl]methoxy-hydroxyphosphoryl]oxy-5-(4-amino-2-oxopyrimidin-1-yl)oxolan-2-yl]methyl [5-(6-aminopurin-9-yl)-2-(hydroxymethyl)oxolan-3-yl] hydrogen phosphate Polymers Cc1cn(C2CC(OP(O)(=O)OCC3OC(CC3OP(O)(=O)OCC3OC(CC3O)n3cnc4c3nc(N)[nH]c4=O)n3cnc4c3nc(N)[nH]c4=O)C(COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3COP(O)(=O)OC3CC(OC3CO)n3cnc4c(N)ncnc34)n3ccc(N)nc3=O)n3cnc4c(N)ncnc34)n3ccc(N)nc3=O)n3ccc(N)nc3=O)n3ccc(N)nc3=O)n3cnc4c(N)ncnc34)n3cnc4c(N)ncnc34)n3cc(C)c(=O)[nH]c3=O)n3cc(C)c(=O)[nH]c3=O)n3ccc(N)nc3=O)n3cc(C)c(=O)[nH]c3=O)n3cnc4c3nc(N)[nH]c4=O)n3cnc4c(N)ncnc34)n3cnc4c(N)ncnc34)n3cnc4c(N)ncnc34)n3cnc4c(N)ncnc34)O2)c(=O)[nH]c1=O JLCPHMBAVCMARE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPKHZNPWBDQZCN-UHFFFAOYSA-N acridine orange free base Chemical compound C1=CC(N(C)C)=CC2=NC3=CC(N(C)C)=CC=C3C=C21 DPKHZNPWBDQZCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical group 0.000 description 1
- JPIYZTWMUGTEHX-UHFFFAOYSA-N auramine O free base Chemical compound C1=CC(N(C)C)=CC=C1C(=N)C1=CC=C(N(C)C)C=C1 JPIYZTWMUGTEHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011805 ball Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N benzoquinolinylidene Natural products C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3N=C21 DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000005388 borosilicate glass Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N chromate(2-) Chemical compound [O-][Cr]([O-])(=O)=O ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 1
- YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L disodium;2,2-dioctyl-3-sulfobutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCC(C([O-])=O)(C(C([O-])=O)S(O)(=O)=O)CCCCCCCC YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 229930004069 diterpene Natural products 0.000 description 1
- 125000000567 diterpene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000000835 electrochemical detection Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- AEDZKIACDBYJLQ-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diol;hydrate Chemical compound O.OCCO AEDZKIACDBYJLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- ZFKJVJIDPQDDFY-UHFFFAOYSA-N fluorescamine Chemical compound C12=CC=CC=C2C(=O)OC1(C1=O)OC=C1C1=CC=CC=C1 ZFKJVJIDPQDDFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 description 1
- 150000002240 furans Chemical class 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 1
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 1
- 239000011121 hardwood Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- DNNSSWSSYDEUBZ-OUBTZVSYSA-N krypton-85 Chemical compound [85Kr] DNNSSWSSYDEUBZ-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- DLBFLQKQABVKGT-UHFFFAOYSA-L lucifer yellow dye Chemical compound [Li+].[Li+].[O-]S(=O)(=O)C1=CC(C(N(C(=O)NN)C2=O)=O)=C3C2=CC(S([O-])(=O)=O)=CC3=C1N DLBFLQKQABVKGT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- 229910052605 nesosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- PGSADBUBUOPOJS-UHFFFAOYSA-N neutral red Chemical compound Cl.C1=C(C)C(N)=CC2=NC3=CC(N(C)C)=CC=C3N=C21 PGSADBUBUOPOJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- GSGDTSDELPUTKU-UHFFFAOYSA-N nonoxybenzene Chemical compound CCCCCCCCCOC1=CC=CC=C1 GSGDTSDELPUTKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 150000004762 orthosilicates Chemical class 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
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KAVGMUDTWQVPDF-UHFFFAOYSA-N perflubutane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F KAVGMUDTWQVPDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229950003332 perflubutane Drugs 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- UOMHBFAJZRZNQD-UHFFFAOYSA-N phenoxazin-3-one Chemical compound C1=CC=C2OC3=CC(=O)C=CC3=NC2=C1 UOMHBFAJZRZNQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- OXNIZHLAWKMVMX-UHFFFAOYSA-N picric acid Chemical compound OC1=C([N+]([O-])=O)C=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O OXNIZHLAWKMVMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 229920005749 polyurethane resin Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 239000008262 pumice Substances 0.000 description 1
- KXXXUIKPSVVSAW-UHFFFAOYSA-K pyranine Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].C1=C2C(O)=CC(S([O-])(=O)=O)=C(C=C3)C2=C2C3=C(S([O-])(=O)=O)C=C(S([O-])(=O)=O)C2=C1 KXXXUIKPSVVSAW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O pyridinium Chemical compound C1=CC=[NH+]C=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000941 radioactive substance Substances 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000012882 sequential analysis Methods 0.000 description 1
- 150000004756 silanes Chemical class 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005049 silicon tetrachloride Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229940057950 sodium laureth sulfate Drugs 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011122 softwood Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002798 spectrophotometry method Methods 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003509 tertiary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000870 ultraviolet spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- 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
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта. Можно осуществлять мониторинг флюидов, добываемых из подвергнутого гидравлическому разрыву пласта, путем закачивания в скважину жидкости для гидравлического разрыва, которая содержит индикатор. Способ может применяться для мониторинга как добытых углеводородов, так и добытой воды. Индикатор также можно использовать при борьбе с поступлением в скважину песка, при гидравлическом разрыве, совмещенном с установкой гравийного фильтра, или при осуществлении операции кислотного гидравлического разрыва пласта. Индикатор является компонентом композита, в котором он может быть иммобилизован внутри матрицы (такой как эмульсия), или пористых частиц, на носителе, или прессован со связующим веществом в твердые частицы. Индикатор может медленно высвобождаться из композита. Технический результат заключается в повышении эффективности количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов, подвергнутых гидравлическому разрыву. 3 н. и 29 з.п. ф-лы.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способу обработки ствола скважины или подземного пласта, в котором текучая среда, содержащая индикатор с контролируемым высвобождением, закачивается в ствол скважины и/или подземный пласт.
Уровень техники изобретения
При стандартном гидравлическом разрыве пласта жидкость для гидравлического разрыва пласта, содержащую твердый расклинивающий агент, закачивают в пласт, через который проходит ствол скважины, при давлении, достаточном, чтобы вызвать образование или увеличение трещин в продуктивном пласте. Как правило, подземный пласт имеет множество нефтегазопродуктивных интервалов. В процессе добычи флюидов из скважины, обычно требуется установить связь с выбранными интервалами таким образом, чтобы жидкость для обработки пласта с целью интенсификации притока не перетекала самопроизвольно в непродуктивный интервал или интервал, представляющий меньший интерес. Выборочная интенсификация притока становится более выраженной, в то время как срок службы скважины подходит к концу и производительность скважины падает.
Трещины распространяются по направлениям от ствола скважины, как правило, на расстояние от нескольких метров до сотен метров и увеличивают площадь поверхности, с которой нефть стекает в скважину. Расклинивающий агент оседает в трещине и предотвращает смыкание трещины. Таким образом, образуется проницаемый канал, который простирается от ствола скважины в обрабатываемый пласт.
Для некоторых пластов, таких как пласты с низкой проницаемостью, или малопроницаемые пласты (примерами которых являются газонасыщенные сланцевые пласты, имеющие сложные природные системы трещин), скважины бурят в горизонтальном направлении, после чего подвергают одной или нескольким операциям по гидравлическому разрыву пласта, чтобы вызвать приток. Как правило, когда горизонтальная скважина подвергнута гидравлическому разрыву, скважина разбивается на несколько интервалов, имеющих различную проницаемость, при этом приток в каждом интервале интенсифицируется независимо.
Подземные пласты, как правило, состоят из твердых обломков пород и порового пространства между обломками пород. Поровое пространство, как правило, заполнено водой, нефтью и/или газом. Из-за различий в плотности углеводороды накапливаются в верхней части продуктивного пласта, а вода занимает поры, идущие ниже углеводородонасыщенного интервала. В процессе добычи углеводородов вода обычно замещает углеводороды. По мере того как скважины отрабатываются, объемное содержание воды в добываемых флюидах увеличивается. В определенный момент количество воды становится слишком большим, и добыча становится невыгодной. В этот момент один из интервалов изолируется и начинается добыча в пределах следующего интервала.
Мониторинг продуктивных пластов имеет отношение к сбору и анализу информации из продуктивных пластов в процессе добычи. Такой мониторинг используется для оценки продуктивности интервалов или продуктивных пластов, из которых добывают флюиды. Мониторинг добытых флюидов является важным для того, чтобы повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта. Мониторинг продуктивных пластов также используется для определения уровней водонасыщенности в скважине.
В прошлом в способах мониторинга добываемых флюидов применялись индикаторы, которые размещали в набивках фильтра в стратегических участках внутри скважины. Смотри, например, патенты США с номерами 3991827; 4008763; 5892147 и патент США No. 7560690. Помимо того, что их использование ограничивается добычей в приствольной зоне скважины, способы мониторинга предшествующего уровня техники имеют короткое время действия после размещения индикатора внутри скважины. Кроме того, способы предшествующего уровня техники являются неприемлемыми для использования в необсаженных скважинах, трудоемкими и не особо экономически эффективными. Кроме того, способы предшествующего уровня техники не предусматривают средства контроля высвобождения индикатора внутри скважины. В связи с этим осуществлялся поиск альтернативных решений.
Способы мониторинга добываемых флюидов в других прикладных областях, связанных с обработкой скважин, таких как борьба с поступлением в скважину песка, гидравлический разрыв, совмещенный с установкой гравийного фильтра и заполнение скважинного фильтра гравием также являются востребованными.
Сущность изобретения
Изобретение относится к способу мониторинга добываемых флюидов путем введения индикатора в подземный пласт в процессе скважинных работ. Изобретение можно применять при гидравлическом разрыве пласта, где индикатор является компонентом жидкости для гидравлического разрыва пласта, которую вводят в пласт под давлением, чтобы создать или увеличить трещины. Изобретение также относится к использованию жидкости, содержащей индикатор с контролируемым высвобождением при ведении работ, связанных с борьбой с поступлением в скважину песка, заполнением скважинного фильтра гравием и гидравлическим разрывом, совмещенным с установкой гравийного фильтра.
Способ можно применять при обработке как горизонтальных, так и наклонных скважин.
Индикатор является растворимым либо в алифатических и/или ароматических углеводородах, либо в воде. Когда производится добыча флюида, индикатор может выделяться в соответствующую ему растворяющую жидкость. Также можно одновременно использовать сочетание нефтерастворимых и водорастворимых индикаторов для того, чтобы определить соотношение нефти : воды добываемых из каждого интервала пласта.
Флюиды, содержащие индикатор, используются для мониторинга количества и/или источника углеводородов, добытых из пласта, а также для мониторинга количества и источника поступления воды.
В одном из вариантов осуществления жидкость, содержащую композит, содержащий иммобилизованный индикатор с контролируемым высвобождением, закачивают в пласт. Индикатор постепенно высвобождается из композита во флюид, добываемый из пласта.
В одном из вариантов осуществления композит состоит из одного или нескольких индикаторов, иммобилизованных на водонерастворимом адсорбенте. Водонерастворимый адсорбент может иметь удельную поверхность в интервале от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г. Весовое соотношение индикатора к адсорбенту в композите может иметь значение в интервале от приблизительно 9:1 до приблизительно 1:9.
В другом варианте осуществления композит состоит из одного или нескольких индикаторов, адсорбированных на водонерастворимом адсорбенте и прессованных со связующим веществом в частицы заданной формы.
В другом варианте осуществления композит состоит из одного или нескольких индикаторов, иммобилизованных на пористых частицах; при этом пористость и проницаемость являются такими, что индикатор(ы) адсорбируется(ются) в поровое пространство пористых частиц. Пористые частицы могут представлять собой пористую керамику, неорганический оксид, или органический полимерный материал. Также пористые частицы могут представлять собой алюмосиликат, карбид кремния, оксид алюминия, или материалы на основе оксида кремния.
В другом варианте осуществления композит может состоять из одного или нескольких твердых индикаторов, иммобилизованных внутри микроэмульсии.
В еще одном варианте осуществления один или несколько твердых индикаторов могут быть иммобилизованы в прокаленном пористом оксиде металла, где пористость и проницаемость прокаленного пористого оксида металла являются такими, что твердый(е) индикатор(ы) адсорбируется(ются) в поровые пространства пористого оксида металла. Удельная поверхность прокаленного пористого оксида металла может иметь значение в интервале от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г. Диаметр частиц прокаленного пористого оксида металла может иметь значение в интервале от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 мм. Объем порового пространства прокаленного пористого оксида металла может иметь значение в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,10 см3/г.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
В способах, сформулированных в данном изобретении, используется текучая среда, которая содержит индикатор. Индикатор, как правило, растворим либо в углеводородах, либо в воде. В одном из вариантов осуществления, однако, может одновременно использоваться сочетание нефтерастворимых и водорастворимых индикаторов.
Индикатор, как правило, входит в состав композита, где он иммобилизован внутри матрицы (такой как эмульсия) или пористых частиц, на подложке, или прессован со связующим веществом в твердые частицы.
Индикатор может быть твердым или жидким. В том случае, когда индикатор является твердым веществом, индикатор можно растворить в подходящем растворителе. Индикатор может медленно высвобождаться в добываемый флюид по мере того как растворяется в нем. В том случае, когда индикатор является жидкостью, индикатор постепенно высвобождается в добываемый флюид, при этом скорость высвобождения зависит от поверхностных зарядов между индикатором и матрицей или носителем.
В предпочтительном варианте осуществления твердые композиты, имеющие в составе индикатор, применяются в качестве расклинивающих агентов и демонстрируют необходимые для расклинивающих агентов показатели прочности и сопротивления раздавливанию. Например, композиты могут иметь сопротивление раздавливанию в условиях напряжения, вызывающего смыкание трещины, при напряжении смыкания вплоть до 68,9 МПа, API RP 56 или API RP 60, в большинстве случаев при напряжении смыкания в интервале от приблизительно 1,7 МПа до приблизительно 55,2 МПа, а также могут выдерживать температуры, превышающие приблизительно 370°С. Как правило, удельная плотность композита меньше, или равна 3,75 г/см3. Поскольку твердый композит (за исключением индикатора) может быть нерастворимым, композит может продолжать действовать в качестве расклинивающего агента даже после того, как индикатор был полностью вымыт из композита.
По мере того, как флюид протекает через, или циркулирует вблизи композитов, индикатор постепенно растворяется в основном с постоянной скоростью в течение длительного промежутка времени в воде или углеводородах, которые содержатся в пласте и/или скважине. Таким образом, композиты отличаются свойствами медленного высвобождения, которые позволяют осуществлять непрерывную подачу индикатора в намеченную область. Как правило, срок службы композита в рамках одной обработки, после того как он был введен в пласт, составляет от 6 месяцев до 12 месяцев и может превышать три или пять лет в зависимости от объема добытого из добывающей скважины флюида и количества индикатора в композите. Постепенное растворение индикаторов обеспечивает то, что они являются доступными для добываемых флюидов в течение длительных промежутков времени.
Количество индикатора в композите обычно составляет от приблизительно 1 до 50 весовых процентов, предпочтительно от приблизительно 14 до приблизительно 40 весовых процентов. В некоторых случаях количество индикатора в композите может составлять менее 1 м.д. Как правило, минимальное количество индикатора в жидкости для гидравлического разрыва пласта - это такое количество, которое является достаточным, чтобы позволять обнаружение в добываемом флюиде. Количество композита, присутствующего в жидкости для гидравлического разрыва пласта, как правило, составляет от приблизительно 15 м.д. до приблизительно 100000 м.д.
Способ может применяться для мониторинга различных интервалов в нефтедобывающих или газодобывающих скважинах, а также для обнаружения или раннего предупреждения таких явлений как обводнение скважины. В процессе добычи флюида из скважины добытый флюид можно анализировать для определения продуктивности внутри интервала.
При обработке многопластовых интервалов внутри ствола скважины можно вводить различные индикаторы в различные интервалы. Различные индикаторы выбирают таким образом, чтобы индикатор в жидкости гидравлического разрыва пласта, закачиваемой в один интервал, не мог маскировать характерные свойства индикатора в жидкости гидравлического разрыва пласта, закачиваемой в другой интервал. Термин «интервал» в данном контексте может обозначать отдельные пласты внутри ствола скважины, или отдельные области внутри одного пласта внутри ствола скважины.
Индикаторы, используемые в описываемом в данном документе способе, должны быть относительно безопасными в обращении, экономически выгодными и относительно инертными внутри пласта. Кроме того, они должны быть легко обнаруживаемыми (предпочтительно как качественно, так и количественно) в добываемых флюидах.
Поскольку индикаторы можно обнаружить в извлеченных добываемых флюидах, то описываемый в данном документе способ не требует наличия внутрискважинного оборудования для обнаружения. Мониторинг индикаторов внутри добываемых флюидов может осуществляться с помощью визуального контроля, химического анализа, стандартных методов спектроскопии, таких как инфракрасная, ультрафиолетовая и масс-спектроскопия, спектрофотометрических методов, хроматографии (включая жидкостную хроматографию), ультрафиолетового света, флуоресцентной спектроскопии, электрохимического обнаружения, инфракрасного, радиоактивного анализа, анализа с использованием рентгеновского излучения, метода PCR, совмещенного с последовательным анализом, детектирования с электронным захватом или оптических волокон. Выбираемый способ обнаружения основывается на свойствах индикатора в жидкости гидравлического разрыва пласта. Например, в том случае, когда индикатор является ароматическим соединением, предпочтительно применять способ обнаружения с помощью ультрафиолетового света. В том случае, когда индикатор имеет флуоресценцию, обнаружение может осуществляться способом флуоресцентной спектроскопии.
Подходящие индикаторы включают в себя красители (такие как феноксазиноновые красители, флуоресцеин, красители на основе пиридиниевых бетаинов, сольватохромные красители, Орегон Зеленый, Каскадный Синий, Люцифер желтый, Аурамин, тетраметилродамин, пиранин, сульфокислоты Родамина, гидроксикумарины; полисульфированные пирены; цианины, гидроксиламины, нейтральный красный, акридиновый оранжевый), газы (такие как гелий и диоксид углерода); кислоты (такие как пикриновая кислота и салициловая кислота) или их соли; ионизируемые соединения (а именно соединения, которые дают ионы аммония, бора, хромат-ионы и т.д.); а также радиоактивные вещества (такие как криптон-85); изотопы; генетически или биологически закодированные вещества; микроорганизмы; минералы; а также высокомолекулярные синтетические и природные соединения и полимеры (такие как олигонуклеотиды, перфторированные углеводороды, такие как перфторбутан, перфторметилциклопентан и перфторметилциклогексан).
Индикатор также может являться хелатным или хелатообразующим соединением, таким как этилендиаминтетрауксусная кислота (EDTA) или ее соль. В патенте США No. 4264329, включенном в данный документ путем ссылки, раскрываются подходящие хелатные металлокомплексы, образованные взаимодействием арилзамещенной этилендиаминтетрауксусной кислоты и иона металла, выбранного из группы, включающей в себя свинец, кадмий и цинк. Такие хелатные соединения взаимодействуют с флуорогенами, такими как флуорескамин и о-фталевый альдегид. Затем используется флуоресцентная спектроскопия для обнаружения хелата.
Индикаторы могут также быть химически модифицированными таким образом, чтобы они могли легче иммобилизовываться внутри композита. Например, индикаторы могут быть химически модифицированы для того, чтобы они могли быть более эффективно связаны с носителем.
Количество композита, присутствующего в жидкости для гидравлического разрыва пласта, как правило, имеет значение в интервале от приблизительно 15 м.д. до приблизительно 100000 м.д. Подходящими композитами являются те, которые обеспечивают возможность постепенного высвобождения индикатора в подземный пласт. Индикатор в таких композитах предпочтительно жидкий. Если индикатор является твердым веществом, его можно растворить в подходящем растворителе, переводя его, таким образом, в жидкое состояние.
Композит, состоящий из пористых частиц
Подходящие композиты включают в себя такие композиты, которые состоят из пористых частиц и, по меньшей мере, одного индикатора. Как правило, размер пористых частиц имеет значение в интервале от приблизительно 0,3 мм до приблизительно 5 мм, предпочтительно в интервале от приблизительно 0,4 до приблизительно 2 мм. Пористость и проницаемость пористых частиц является такой, что индикатор может адсорбироваться в поры пористого зернистого материала. Как правило, пористость пористых частиц имеет значение в интервале от приблизительно 5 до приблизительно 30 объемных процентов. Для определения пористости пористых частиц можно использовать доступный для приобретения прибор, использующий метод внедрения ртути, такой как ртутный порозиметр AutoPore (Микрометрикс, Норкросс, Джорджия), предназначенный для измерения внутренней пористости частиц и объема пустот (уплотненной массы частиц). Как правило, количество индикатора в композите составляет от приблизительно 0,05 до приблизительно 5 (предпочтительно от приблизительно 0,1 до приблизительно 2) весовых процентов исходя из суммарного веса композита.
Примеры типов материалов, подходящих для использования в качестве пористых частиц включают в себя частицы, имеющие пористую матрицу. Пористые частицы как правило являются сферическими и нерастворимыми в скважинных флюидах в условиях подземной среды, таких как значения температуры ниже приблизительно 250°С и значения давления ниже приблизительно 80 МПа. Частицы могут быть достаточно прочными для их непосредственного использования при высоких давлениях. Они также могут использоваться в сочетании с непористыми расклинивающими агентами, такими как песок. Поскольку индикаторы, используемые в композитах, способны адсорбироваться в поровое пространство пористых частиц, они могут медленно высвобождаться из пористых частиц в добываемые флюиды. Таким образом, индикатор может непрерывно поступать в добываемые флюиды.
Подходящими для использования в качестве пористых частиц являются частицы, предложенные в патенте США No. 5964291 и патенте США No. 7598209, которые включены в данный документ путем ссылки. Например, пористые частицы, входящие в состав композита, могут быть любыми встречающимися в природе, или произведенными или созданными искусственным путем пористыми керамическими частицами, а также любыми органическими полимерными материалами, которые имеют изначально присутствующую или вызванную пористость и демонстрируют необходимые физические свойства, такие как параметры частицы, требуемая прочность и/или насыпная плотность, чтобы соответствовать конкретным скважинным условиям.
Подходящими для использования в качестве неорганических керамических материалов являются оксид алюминия, магнитное стекло, оксид титана, оксид циркония, карбид кремния, алюмосиликаты и другие материалы на основе оксида кремния. Примеры искусственных пористых зернистых материалов включают среди прочих пористые керамические частицы, такие как частицы обожженного каолинита, а также частично спеченный боксит. Пористые частицы могут также быть пористыми природными керамическими материалами, такими как легкие вулканические породы, такие как пемза, а также перлит и другие пористые «лавы», например, пористый (пузырчатый) гавайский базальт, пористый вирджинский диабаз и риолит из штата Юта. Таким материалам природного происхождения можно придать дополнительную прочность или твердость за счет использования модифицирующих добавок для увеличения способности материалов природного происхождения к сопротивлению деформации. Можно применять крахмал в качестве связующего вещества.
Подходящие для использования в качестве пористых частиц полимерные материалы включают в себя термоотверждающиеся смолы, такие как полистирол, сополимер стирола и дивинилбензола, полиакрилат, полиалкилакрилат, полиакриловый эфир, полиалкилакриловый эфир, модифицированный крахмал, полиэпоксид, полиуретан, полиизоцианат, фенолформальдегидная смола, фурановая смола, или меламинформальдегидная смола.
В предпочтительном варианте осуществления пористый зернистый материал является относительно легким или имеющим практически нейтральную плавучесть зернистым материалом. Термин «относительно легкий» относится к частицам, которые имеют ASG (API RP 56) значительно более низкий, чем у обычного зернистого материала, применяемого при осуществлении работ, связанных с обработкой скважины, например, песка (имеющего ASG, API RP 60, равный 2,65) или боксита (имеющего ASG равный 3,55). ASG относительно легкого материала предпочтительно имеет значение меньше приблизительно 2,4, более предпочтительно меньше или равное 2,0, еще более предпочтительно меньше или равное 1,75, наиболее предпочтительно меньше или равное 1,25.
При использовании в операции гидроразрыва пласта пористые частицы выбирают таким образом, чтобы обеспечивать их оптимальное расположение для достижения увеличенной продуктивности скважины, в том числе, чтобы достигать увеличенной длины расклиненных трещин в пластах с относительно малой проницаемостью. Выбор различных зернистых материалов и их количеств для использования в определенных смесях может осуществляться исходя из одного или нескольких аспектов обработки скважин, включающих в себя, помимо прочих, задачи обработки скважин, такие как создание расклиненных трещин, свойства жидкости для обработки скважины, такие как предполагаемый удельный вес и/или реологические свойства жидкости-носителя, параметры скважины и пласта, такие как глубина пласта, пористость/проницаемость пласта, напряжение смыкания в пласте, тип оптимизации, требуемой для параметров геометрии расположенных в скважине частиц, таких как оптимальная расклиненная длина трещин после операции гидравлического разрыва пласта, совмещенной с установкой гравийного фильтра, оптимальная высота набивки фильтра, предотвращающего поступление в скважину песка, оптимальный гравийный фильтр, установленный совместно с гидравлическим разрывом пласта, и их сочетания. Как правило, удельная плотность индикатора составляет ±0,25 г/см3 от удельной плотности расклинивающего агента, чтобы обеспечить требуемое размещение внутри набивки из расклинивающего агента.
Композиты можно изготавливать обычными способами, такими как электроспекание, распылительная сушка и гранулирование. В предпочтительном варианте осуществления композиты изготавливают путем того, что помещают пористые частицы в разбавленный раствор или суспензию индикатора и позволяют пористым частицам впитать индикатор.
Композиты на основе твердых адсорбентов
Композит может также содержать индикатор, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте таким образом, чтобы индикатор мог медленно высвобождаться из адсорбента после введения композита в трещину. Контролируемое медленное высвобождение индикатора может зависеть от поверхностных зарядов между индикатором и носителем, которые, в свою очередь, могут зависеть от свойств адсорбции/десорбции индикатора в адсорбент, изменений pH, минерализации, состава углеводорода, температуры и давления.
Количество индикатора в композите является количеством, достаточным чтобы делать необходимые выводы на протяжении длительного промежутка времени. Как правило, количество индикатора в композите составляет от приблизительно 0,05 до приблизительно 5 (предпочтительно от приблизительно 0,1 до приблизительно 2) весовых процентов, исходя из суммарного веса композита.
Водонерастворимый адсорбент может принадлежать к любому из множества классов доступных для приобретения материалов с высокой удельной поверхностью, склонных к адсорбции индикатора. Как правило, удельная поверхность адсорбента индикатора имеет значение в интервале от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г.
Подходящие адсорбенты включают в себя тонкоизмельченные материалы, волокна, измельченную миндальную скорлупу, измельченную скорлупу грецкого ореха и измельченную скорлупу кокосового ореха. Также, подходящие водонерастворимые адсорбенты включают в себя активированный уголь и/или угольные материалы, частицы диоксида кремния, осажденный диоксид кремния, диоксид кремния (кварцевый песок), оксид алюминия, адсорбенты на основе диоксида кремния и оксида алюминия, такие как силикагель, слюда, соли кремниевой кислоты, например, ортосиликаты или метасиликаты, силикат кальция, песок (например, просеянный через сито 20-40 меш), боксит, белая глина, тальк, диоксид циркония, боросиликатное стекло, включая стеклянные микросферы или шарики, зольную пыль, цеолиты, диатомитовую землю, измельченную скорлупу грецкого ореха, фуллерову землю и органические синтетические высокомолекулярные водоноерастворимые адсорбенты. Особенно предпочтительными являются диатомитовая земля и измельченная скорлупа грецкого ореха.
Также подходящими для использования в качестве адсорбентов являются глины, такие как природные глины, предпочтительно те, которые имеют относительно большую отрицательно заряженную поверхность и значительно меньшую поверхность, имеющую положительный заряд. Другие примеры таких материалов с высокой удельной поверхностью включают в себя такие глины как бентонит, иллит, монтмориллонит и синтетические глины.
Весовое соотношение индикатора к водонерастворимому адсорбенту как правило имеет значение в интервале от приблизительно 90:10 до приблизительно 10:90.
Композит можно приготовить путем добавления индикатора к адсорбенту и перемешивания до полной адсорбции индикатора. Продукт затем можно высушить при повышенных значениях температуры (например, от приблизительно 104°С до приблизительно 121°С) до тех пор, пока процентное содержание влаги в конечном продукте не будет составлять менее 3%.
Композит имеет ограниченную растворимость в воде (при обнаружении или измерении количества попутной воды) или углеводородах (при обнаружении или измерении количества добываемых углеводородов). При размещении в добывающей скважине индикатор медленно растворяется в основном с постоянной скоростью в течение длительного промежутка времени в воде, которая содержится в пласте. Контролируемое медленное высвобождение компонента зависит от поверхностных зарядов между индикатором и адсорбентом, которые, в свою очередь, зависят от свойств адсорбции/десорбции индикатора в адсорбент.
Прокаленные оксиды металлов
Композит может также состоять из индикатора и прокаленного оксида металла. Такие композиты включают в себя композиты, в которых индикатор адсорбирован на наноразмерном прокаленном пористом носителе с высокой удельной поверхностью. Индикатор медленно высвобождается из адсорбента и может быть медленно высвобожден.
Пористость и проницаемость прокаленного пористого носителя должны быть такими, чтобы индикатор мог при этом адсорбироваться в поровое пространство пористого носителя. Как правило, удельная поверхность прокаленного пористого носителя имеет значение в интервале от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, предпочтительно в интервале от приблизительно 1,5 м2/г до приблизительно 4 м2/г, при этом диаметр частиц прокаленного пористого носителя имеет значение в интервале от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 мм, предпочтительно в интервале от приблизительно 150 до приблизительно 1780 микрометров, а объем порового пространства прокаленного пористого носителя имеет значение в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,10 см3/г. Пористый оксид металла, как правило, имеет сферическую форму и не растворяется в скважинных флюидах в подземных условиях, таких как значения температуры менее приблизительно 250°С и значения давления менее приблизительно 80 МПа.
Пористый носитель может быть оксидом металла, таким как оксид алюминия, оксид циркония и оксид титана. Как правило, пористым носителем является оксид алюминия.
Адсорбент можно приготовить путем:
(а) смешивания гидрозоли оксида металла (такой как гидрозоль оксида алюминия), содержащей гидрат оксида металла, или активированный оксид металла (такой как активированный оксид алюминия) и дополнительный компонент, выбираемый из сажи (такой как углеродная сажа), или высокомолекулярного природного органического материала (такого как древесная мука или крахмал), который является нерастворимым в водной среде вплоть до температуры 50°С, и углеродного материала, с раствором гидролизуемого основания с образованием смеси;
(b) введения смеси в виде дисперсии в несмешивающуюся с водой жидкость, имеющую температуру от приблизительно 60° до 100°С, в результате чего образуются гелеобразные частицы;
(с) старение гелеобразных частиц в указанной жидкости при указанной температуре и после этого в водном основании, таком как водный раствор аммиака;
(d) выделение выдержанных частиц; и затем
(е) прокаливание выделенных частиц. В процессе прокаливания удаляется дополнительный компонент. Прокаленные частицы имеют меньшую насыпную плотность, когда дополнительный компонент присутствует при прокаливании, чем в том случае, когда дополнительный компонент отсутствует. Как правило, насыпная плотность композита имеет значение в интервале от приблизительно 1,2 до приблизительно 2,4 г/см3. Кроме того, сгорание дополнительного компонента в процессе прокаливания гидрозоли приводит к образованию пор в прокаленном оксиде металла.
Гидрозоль оксида металла в некоторых случаях может содержать кремнеземсодержащие вещества, которые в их водонерастворимой форме осаждаются совместно с частицами оксида металла. Кремнеземсодержащее вещество предпочтительно является диоксидом кремния низкой плотности, каким является диоксид кремния, приготовленный путем гидролиза тетрахлорида кремния в кислородно-водородном пламени и фигурирующий под названием пирогенный диоксид кремния.
В одном из вариантов осуществления адсорбент сферической формы, состоящий из оксида металла, можно приготовить исходя из концентрированной гидрозоли оксида металла, имеющей значение pH в интервале от приблизительно 3 до приблизительно 5, которая, в свою очередь, готовится путем растворения металла в соляной кислоте и/или хлорида металла в воде, или путем растворения гидроксохлорида металла в воде, концентрация которых регулируется таким образом, чтобы количество полученного из золи оксида металла составляло от 15 до 35% по весу, предпочтительно от 20 до 30% по весу от массы прокаленных частиц. Гидрат оксида металла и/или активированный оксид металла, предпочтительно имеющий средний диаметр частиц не более 10 мкм, затем добавляют в гидрозоль в таком количестве, чтобы содержание оксида металла составляло от 65 до 85% по весу, предпочтительно от 70 до 80% по весу прокаленных частиц. В некоторых случаях в гидрозоль можно добавить пирогенный диоксид кремния в таком количестве, чтобы содержание SiO2 в прокаленных частицах составляло от 10 до 40% по весу. Затем в смесь можно добавить древесную муку из древесины мягких пород или пород средней твердости, при этом древесную муку измельчают до частиц более мелкого размера, в результате чего она присутствует в количестве от 5 до 35% по весу, предпочтительно от 10 до 25% по весу относительно массы прокаленных частиц. Содержащую древесную муку гидрозоль можно затем смешать с концентрированным водным раствором гексаэтилентетрамина и затем распылить или ввести по каплям в колонну, заполненную минеральным маслом, имеющим температуру от 60°С до 100°С. Гелеобразные частицы затем выдерживают при температуре осаждения в течение периода времени, составляющего от 4 до 16 часов; затем гелеобразные частицы подвергают старению от 2 до 8 часов в водном растворе аммиака, промывают водой, сушат при температуре от 100°С до 150°С, или предпочтительно от приблизительно 120°С до приблизительно 200°С, предварительно нагревают до температуры от 250°С до 400°С и прокаливают при температуре от 600°С до приблизительно 1000°С.
Другие способы изготовления адсорбента на основе оксида металла также раскрыты в патенте США No. 4013587, включенном в данный документ путем ссылки.
В предпочтительном варианте осуществления, когда адсорбент на основе оксида металла является адсорбентом на основе оксида алюминия, адсорбент можно приготовить путем гидролиза алкоголятов алюминия с получением наноразмерного оксида алюминия, сушки для удаления воды и последующего введения высушенного алюминийсодержащего вещества в его измельченной форме в масло при температуре от приблизительно 60°С до 100°С, при этом образуются гелеобразные частицы. Затем гелеобразные частицы подвергают старению в указанной жидкости и после этого в водном растворе аммиака, выделяют и затем прокаливают. Можно изготовить наноразмерный оксид алюминия, имеющий средний диаметр частиц в интервале от приблизительно 0,4 мм до приблизительно 1 мм.
Как правило, количество индикатора в композите составляет от приблизительно 0,05 до приблизительно 5 (предпочтительно от приблизительно 0,1 до приблизительно 2) весовых процентов, исходя из суммарного веса композита. Концентрация индикатора в стволе скважины имеет значение в интервале от приблизительно 1 до приблизительно 50 м.д. и может составлять всего лишь 1 м.д. Такие малые количества индикатора могут быть достаточными для вплоть до 1000 объемов порового пространства.
Композиты можно приготовить, если сначала адсорбировать воду на адсорбент до тех пор, пока он не станет влажным, а затем добавить индикатор. Полученный продукт можно затем сушить при повышенных значениях температуры (например, от приблизительно 104°С до приблизительно 121°С) до тех пор, пока процентное содержание влаги в конечном продукте не будет составлять менее 3%.
Композиты, имеющие заданную форму
Описанный в предыдущих разделах композит может иметь любой вид или форму. В предпочтительном варианте осуществления композит изготавливают в виде прессованного композита заданной формы путем добавления композита в связующее вещество и подвергания полученного продукта прессованию.
Подходящие связующие вещества могут являться органическими связующими веществами или неорганическими связующими веществами. Стандартные органические связующие вещества являются веществами, выбираемыми из резольных или новолачных смол, таких как резольные или новолачные фенолальдегидные смолы, эпоксидированные новолачные смолы, эпоксидные смолы, полиуретановые смолы, синтезированные в щелочной среде модифицированные резольные смолы, отверждаемые с помощью сложноэфирного отвердителя, меламиновые смолы, мочевино-альдегидные смолы, мочевино-фенолальдегидные смолы, фураны, синтетические каучуки, силаны, силоксаны, полиизоцианаты, полиэпоксидные смолы, полиметилметакрилаты, производные метилцеллюлозы, сшитые сополимеры стирола и дивинилбензола, а также пластических материалов из таких полимеров как сложные полиэфиры, полиамиды, полиимиды, полиэтилены, полипропилены, полистиролы, полиолефины, поливиниловые спирты, поливинилацетаты, силилированные полиамиды и, в некоторых случаях, сшивающего агента. Стандартные неорганические связующие включают в себя силикаты, например, силикат натрия, алюмосиликаты, фосфаты, например, полифосфатное стекло, бораты, или их смеси, например, силиката и фосфата.
Количество связующего вещества, добавляемого в композит для получения прессованного композита заданной формы, как правило, составляет от приблизительно 0,5 до приблизительно 50, предпочтительно от приблизительно 1 до приблизительно 5 процентов, исходя из суммарного веса связующего вещества и композита до прессования.
Частицы заданной формы можно получить с применением известных в данной области способов. Как правило, частицы заданной формы изготавливаются путем смешивания композита и, в некоторых случаях, утяжеляющей добавки со связующим веществом и последующего прессования смеси в пресс-форме требуемой формы, или экструзии смеси с приданием ей требуемой формы.
Типичный способ изготовления прессованного композита заданной формы заключается в смешивании композита, приготовленного в соответствии с указаниями, изложенными в патенте США No. 7493955 или 7494711, с органическим связующим веществом и последующим прессованием смеси при температуре в интервале от приблизительно 20°С до приблизительно 50°С и давлении от приблизительно от 0,345 МПа до приблизительно 34,5 МПа. Затвердевшие частицы можно затем отсортировать по требуемым размеру и форме. В другом предпочтительном варианте осуществления композиты заданной формы изготавливают путем непрерывной экструзии при температуре в интервале от приблизительно 400°С до приблизительно 800°С.
Частицы композита заданной формы можно затем покрыть смолой, пластическим материалом, или уплотнительным материалом, который является устойчивым к воздействию углеводородов, добываемых в скважине. Подходящие смолы включают в себя фенольные смолы, такие как фенолформальдегидные смолы, меламинформальдегидные смолы, уретановые смолы, эпоксидные смолы, полиамиды, такие как нейлон, полиэтилен, полистирол, фурановые смолы, или их сочетания.
Слой покрытия служит для упрочнения прессованного композита, защиты композита заданной формы от жестких условий окружающей среды, защиты композита заданной формы от разрушения в связи с тем, что он опущен в скважину, и для увеличения времени высвобождения индикатора из прессованного композита заданной формы. Слой покрытия можно наносить на композит заданной формы путем смешивания композита заданной формы с материалом для покрытий в некоторой емкости при повышенной температуре, имеющей значение, как правило, от приблизительно 93 до приблизительно 177, предпочтительно около 121°С. Клейкий материал, такой как смоляной клей, или повышающая клейкость смола, можно затем добавить в сосуд при перемешивании. Клейкий материал можно использовать, чтобы способствовать прилипанию покрытия на прессованный композит. В качестве другого варианта, слой покрытия можно также наносить распылением растворенного материала для покрытий на прессованный композит заданной формы и после этого сушить для удаления растворителя.
Индикатор медленно высвобождается из прессованного композита заданной формы после того, как его поместили в намеченную область в скважине. Намеченная область может являться участком, где уже образовались отложения, или участком в скважине в, котором образование отложений является нежелательным. Прессованный композит заданной формы обеспечивает непрерывную подачу индикатора в намеченную область.
Прессованный композит заданной формы предпочтительно является гранулой и может иметь форму сферы, цилиндра, стержня, или любую другую форму, которая позволяет индикатору медленно высвобождаться в намеченную область. В некоторых областях применения прессованные частицы композита заданной формы имеют цилиндрическую форму с длиной приблизительно от 12,7 мм до приблизительно 152,4 мм, предпочтительно от приблизительно 25,4 мм до приблизительно 50,8 мм и диаметром от приблизительно 6,4 мм до приблизительно 101,6 мм, предпочтительно от 12,7 мм до 25,4 мм.
Удельный вес прессованного композита заданной формы, как правило, имеет значение в интервале от приблизительно 1,1 до приблизительно 3. В предпочтительном варианте осуществления удельный вес прессованного композита заданной формы имеет значение в интервале от приблизительно 2 до приблизительно 2,5.
Композиты в виде микроэмульсий
Композит, содержащий индикатор, может также содержаться в эмульсии, в которой индикатор находится в дисперсной фазе, или в дисперсионной среде эмульсии. Подходящие эмульсии являются эмульсиями, описанными в патенте США No. 7380606 и патентной публикации США No. 2008/0287324, каждая из которых включена в данный документ путем ссылки.
Предпочтительные эмульсии включают в себя эмульсии, содержащие эмульгированные смеси растворителя и поверхностно активного вещества, приготовленные путем объединения смеси растворителя и поверхностно активного вещества с разбавителем. Эмульгированную смесь растворителя и поверхностно-активного вещества можно объединить с жидкостью-носителем на водной или углеводородной основе для получения микроэмульсии.
Смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, как правило, содержит растворитель, поверхностно-активное вещество и спирт. В одном из вариантов осуществления растворитель выбирают из группы, состоящей из непредельных алифатических циклических углеводородов, известных как терпены, включающих в себя монотерпены и дитерпены, такие как монотерпен D-лимонен (C10H16). В соответствии с другим вариантом, растворитель на основе терпенов можно заменить сложными эфирами, образованными спиртами с короткой углеводородной цепочкой и карбоновыми кислотами, являющимися производными алканов, циклических и ароматических углеводородов, такими как этиловый эфир молочной кислоты и сложный эфир на основе гексилового спирта.
При выборе водоосновной жидкости-носителя, поверхностно-активное вещество, содержащееся в смеси растворителя и поверхностно-активного вещества, должно быть способным создавать микроэмульсию липофильных частиц в водной среде при объединении с необходимым количеством воды. Предпочтительные поверхностно-активные вещества поддаются биохимическому разложению и имеют значение HLB (гидрофильно-липофильный баланс) в интервале от приблизительно 8 до приблизительно 20. Предпочтительные поверхностно-активные вещества могут быть катионными, анионными, цвиттерионными, или неионными. Предпочтительные в настоящий момент поверхностно-активные вещества для создания эмульсий липофильной фазы в водной среде включают в себя одно или несколько из следующих: Tween® 40 (сложный моноэфир полиоксиэтиленсорбита и пальмитиновой кислоты), Tween® 60 (сложный моноэфир полиоксиэтиленсорбита и стеариновой кислоты), Tween® 80 (сложный моноэфир полиоксиэтиленсорбита и олеиновой кислоты), алкоголятов линейных спиртов, сульфатов простых алкиловых эфиров, додецилбензолсульфокислоты (DDBSA), линейных нонилфенолов, диоксана, этиленоксида, полиэтиленгликоля, а также этоксилированных касторовых масел, таких как PEG-касторовое масло. Предпочтительная смесь поверхностно-активных веществ для создания эмульсий липофильной фазы в водной среде включает в себя сложный моноэфир полиоксиэтиленсорбита и пальмитиновой кислоты, этоксилированное касторовое масло и полиэтиленгликоль.
С другой стороны предпочтительные поверхностно-активные вещества для создания эмульсий липофильной фазы в водной среде могут также включать в себя дипальмитоилфосфатидилхолин (DPPC), натриевую соль 4-(1’-гептилнонил)бензолсульфокислоты (SHPS или SHBS), нонилфениловый эфир полиэтиленоксида (8,6 моль), AEROSOL® OT (диоктилсульфосукцинат натрия), додециловый эфир тетраэтиленгликоля, натриевую соль октилбензолсульфокислоты (OBS), гексадецилсульфат натрия (SCS), IsalChem® 145 (PO) (изомерный первичный спирт (поверхностно-активное вещество на основе пропиленоксида), натриевую соль сульфата простого алкилового эфира, лауретсульфат натрия POE(2) (SLES), этиленоксид (EO), сульфонаты (т.е. алкоксипропоксиэтансульфонат), алкоксипропоксиэтилсульфат, алкиларилоксипропоксиэтилсульфонат, а также полизамещенные бензолсульфонаты (н-C12-о-ксилол-SO3-).
При выборе жидкости-носителя на основе углеводородов, поверхностно-активное вещество, содержащееся в смеси растворителя и поверхностно-активного вещества должно быть способно создавать микроэмульсию гидрофильной фазы в липофильной среде при объединении с водой. Предпочтительные поверхностно-активные вещества могут быть катионными, анионными, цвиттерионными, или неионогенными. Предпочтительные поверхностно-активные вещества поддаются биохимическому разложению и имеют значение HLB в интервале приблизительно 3-8. Предпочтительные в настоящий момент поверхностно-активные вещества, подходящие для создания эмульсий гидрофильной фазы в липофильной среде, включают в себя Span® 40 (сложный моноэфир сорбита и пальмитиновой кислоты), Span® 60 (сложный моноэфир сорбита и стеариновой кислоты), Span® 80 (сложный моноэфир сорбита и олеиновой кислоты), алкоголяты линейных спиртов, этоксилированное касторовое масло, а также полиэтиленгликоль. Предпочтительная смесь поверхностно-активных веществ, подходящих для создания эмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде, включает в себя сложный моноэфир сорбита и пальмитиновой кислоты, этоксилированное касторовое масло и полиэтиленгликоль.
Спиртовой компонент смеси растворителя и поверхностно-активного вещества служит в качестве связующего между растворителем и поверхностно-активным веществом, стабилизируя, таким образом, микроэмульсию. Спирт также понижает температуру замерзания микроэмульсии. Хотя изопропиловый спирт является в настоящий момент предпочтительным, другие подходящие спирты включают в себя первичные, вторичные и третичные спирты со средней длиной углеродной цепи, содержащие от 1 до 20 атомов углерода, такие как трет-бутиловый спирт, н-бутиловый спирт, н-пентиловый спирт, н-гексиловый спирт и 2-этил-гексанол. Дополнительно, или в качестве альтернативного варианта можно добавить другие добавки, препятствующие замерзанию, такие как этоксилированные спирты с цепным строением, обладающие моющими свойствами, этиленгликоль (EG), полиэтиленгликоли (PEG), пропиленгликоль (PG) и триэтиленгликоль (TEG), при этом триэтиленгликоль является в настоящий момент предпочтительным.
В некоторых случаях смесь растворителя и поверхностно-активного вещества содержит соль. Добавление соли в смесь растворителя и поверхностно-активного вещества снижает количество необходимой в качестве жидкости-носителя воды, а также понижает температуру замерзания микроэмульсии. Среди солей, которые можно добавить для стабилизации и замены сорастворителя, предпочтительными в настоящий момент являются NaCl, KCl, CaCl2 и MgCl2. Другие подходящие соли могут быть образованы элементами семейств K, Na, Zn, Br, Sr, Cs, Li и Ca.
После смешивания растворителей, поверхностно-активных веществ и спиртов может потребоваться получение разбавленной смеси растворителя и поверхностно-активного вещества путем добавления разбавителя перед добавлением смеси в жидкость-носитель. Предпочтительные в настоящий момент разбавители включают в себя воду, а также смеси воды и триэтиленгликоля (TEG). Особенно предпочтительным разбавителем является разбавитель, состоящий на 90% по объему из воды и на 10% по объему из триэтиленгликоля. Понятно, что при добавлении разбавителя смесь растворителя и поверхностно-активного вещества может частично или полностью эмульгироваться. Также понятно, что полное эмульгирование может являться, в том числе, микроэмульгированием.
Что касается микроэмульсий липофильной фазы в водной среде, то смесь растворителя и поверхностно-активного вещества предпочтительно состоит приблизительно на 36%-76% по объему из поверхностно-активного вещества, приблизительно на 14%-54% по объему из растворителя и приблизительно на 0%-20% по объему из спирта. В особенно предпочтительном варианте осуществления смесь растворителя и поверхностно-активного вещества для создания эмульсий липофильной фазы в водной среде состоит приблизительно на 56% по объему из предпочтительной смеси поверхностно-активных веществ для создания эмульсии липофильной фазы в водной среде (сложный моноэфир полиоксиэтиленсорбита и пальмитиновой кислоты, этоксилированное касторовое масло и полиэтиленгликоль), приблизительно на 34% по объему из D-лимонена, этилового эфира молочной кислоты, или их сочетания и приблизительно на 10% по объему из изопропилового спирта.
В другом предпочтительном варианте осуществления смесь растворителя и поверхностно-активного вещества для создания эмульсии липофильной фазы в водной среде разбавляют разбавителем в количестве приблизительно 0%-50% по объему. Разбавленная смесь растворителя и поверхностно-активного вещества предпочтительно содержит воду и более предпочтительно состоит приблизительно на 45% по объему из воды и приблизительно на 5% по объему из триэтиленгликоля. Таким образом, предпочтительная разбавленная смесь растворителя и поверхностно-активного вещества состоит приблизительно на 27% по объему из предпочтительной смеси поверхностно-активных веществ для создания эмульсии липофильной фазы в водной среде, приблизительно на 17% по объему из D-лимонена, приблизительно на 5% по объему из изопропилового спирта, приблизительно на 45% по объему из воды и приблизительно на 5% по объему из триэтиленгликоля.
Что касается микроэмульсий гидрофильной фазы в липофильной среде, то смесь растворителя и поверхностно-активного вещества предпочтительно состоит приблизительно на 36%-76% по объему из поверхностно-активного вещества, приблизительно на 14%-54% по объему из растворителя и приблизительно на 0%-20% по объему из спирта. В особенно предпочтительном варианте осуществления смесь растворителя и поверхностно-активного вещества для создания эмульсий гидрофильной фазы в липофильной среде состоит приблизительно на 56% по объему из предпочтительной смеси поверхностно-активных веществ для создания эмульсий гидрофильной фазы в липофильной среде (сложный моноэфир сорбита и пальмитиновой кислоты, этоксилированное касторовое масло и полиэтиленгликоль), приблизительно на 34% по объему из D-лимонена, этилового эфира молочной кислоты, или сочетания D-лимонена и этилового эфира молочной кислоты и приблизительно на 10% по объему из изопропилового спирта. Смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, подходящая для создания эмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде, образует микроэмульсию при объединении с дизельным тополивом или керосином для получения предпочтительной микроэмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде.
В другом предпочтительном варианте изобретения смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, подходящую для создания эмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде, объединяют с разбавителем в количестве 0%-50% по объему перед добавлением жидкости-носителя, для получения разбавленной смеси растворителя и поверхностно-активного вещества, подходящей для создания эмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде. Более предпочтительно, разбавитель в количестве приблизительно 50% по объему добавляют в смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, подходящую для создания эмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде. Разбавитель предпочтительно представляет собой жидкость на основе углеводородов, такую как дизельное тополиво, керосин, реактивное топливо, неочищенная нефть, дистиллят, сложный эфир, линейные альфа-олефины, полиальфаолефины, внутренние олефины, парафины, линейные алкилбензолы, простые эфиры, ацетали, или другие синтетические производные углеводородов. В предпочтительном варианте осуществления в качестве разбавителя используют дизельное топливо или дистиллят. Понятно, что при добавлении разбавителя смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, подходящая для создания эмульсий гидрофильной фазы в липофильной среде, может частично или полностью эмульгироваться. Также понятно, что полное эмульгирование может представлять собой, в том числе, микроэмульгирование.
В предпочтительном варианте осуществления эмульсия представляет собой термостойкую микроэмульсию, полученную при объединении смесей растворителя и поверхностно-активного вещества с жидкостью на углеводородной основе. Липофильная фаза может образовывать как дисперсную, так и дисперсионную фазу микроэмульсии. Микроэмульсию можно рассматривать как варианты эмульсий малого масштаба, т.е. капельных дисперсных систем, представляющих собой либо липофильную дисперсную фазу в водной дисперсионной среде, либо гидрофильную дисперсную фазу в липофильной дисперсионной среде, со средними диапазонами размера частиц в порядке от приблизительно 5 до приблизительно 50 нм в радиусе капли. В эмульсии средний размер капель растет постоянно во времени, поэтому в конечном счете происходит разделение фаз. Капли эмульсии, как правило, являются большими (> 0,1 мкм) и часто имеют мутный или туманный, а не прозрачный вид, что наблюдается в случае микроэмульсий.
Размер частиц индикатора в эмульсии обычно находится в интервале от приблизительно 0,001 мкм до приблизительно 100 мкм. В некоторых случаях размер частиц индикатора имеет значение меньше или равное 0,05 мкм.
Микроэмульсии гидрофильной фазы в липофильной среде могут представлять собой смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, добавленную в разбавитель на водной основе. Смесь растворителя и поверхностно-активного вещества в некоторых случаях может содержать спирт. Смесь растворителя и поверхностно-активного вещества может содержать поверхностно-активное вещество в количестве от приблизительно 35 до приблизительно 80% по объему, растворитель в количестве от приблизительно 14% до приблизительно 54% по объему и спирт в количестве от 0 до приблизительно 20% по объему. Количество воды в микроэмульсиях водной фазы в липофильной среде, как правило, не превышает 50 объемных процентов, предпочтительно не превышает приблизительно 30 объемных процентов. Количество углеводородов в микроэмульсии липофильной фазы в водной среде, как правило, не превышает 50 объемных процентов, предпочтительно не превышает приблизительно 30 объемных процентов.
В исходную микроэмульсию гидрофильной фазы в липофильной среде добавляют индикатор на водной основе при незначительном перемешивании, в то время как индикатор преимущественно проникает в гидрофильную фазу микроэмульсии. Аналогичным образом в исходную микроэмульсию липофильной фазы в водной среде можно добавить индикатор при незначительном перемешивании, в то время как индикатор проникает в углеводородную фазу микроэмульсии.
Смеси растворителя и поверхностно-активного вещества, разбавленные или концентрированные, можно добавить в умеренных количествах в жидкости-носители на водной и углеводородной основе для приготовления требуемых микроэмульсий. Например, в некоторых областях применения, будет достаточным наличие смеси растворителя и поверхностно-активного вещества в количестве всего лишь 0,2%-2% по объему в жидкости-носителе на водной или углеводородной основе. В других областях применения, однако, может потребоваться использование более концентрированных микроэмульсий. В таких областях применения микроэмульсия предпочтительно содержит от приблизительно 0,5% до приблизительно 90% выбранной смеси растворителя и поверхностно-активного вещества. В другой приоритетной области применения содержание смеси растворителя и поверхностно-активного вещества в микроэмульсии составляет от приблизительно 0,05% до приблизительно 50% по объему. При этом понятно, что в некоторых областях применения может потребоваться применять смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, разбавленную или концентрированную, без добавления жидкости-носителя. Например, смесь растворителя и поверхностно-активного вещества можно закачать внутрь скважины, где она объединится с водой и веществами на водной основе с образованием микроэмульсии непосредственно на месте. После того, как микроэмульсия образуется, ее можно выкачивать из ствола скважины на поверхность. В другом варианте осуществления смесь растворителя и поверхностно-активного вещества можно вводить в скважину через капиллярное устройство для ввода, где она будет смешиваться на месте с водой или жидкостью на углеводородной основе с образованием микроэмульсии.
Индикатор добавляют в микроэмульсию до ее введения в скважину. Количество индикатора в микроэмульсии обычно составляет приблизительно от 2 до 20 весовых процентов, предпочтительно от приблизительно 3 до приблизительно 12 весовых процентов, более предпочтительно от приблизительно 4 до приблизительно 8 весовых процентов.
Количество микроэмульсии в составе жидкости для обработки скважины, как правило, имеет значение в интервале от приблизительно 15 м.д. до приблизительно 100000 м.д.
После размещения в скважине индикатор медленно высвобождается из микроэмульсии в основном с постоянной скоростью в течение длительного периода времени в воду или углеводороды, которые содержатся в пласте, скважине, трубопроводе, или колонне. Таким образом, микроэмульсия дает возможность непрерывной подачи индикатора в намеченную область.
Композит, содержащий индикатор, доставляется в скважину и/или пласт в жидкости-носителе на водной основе или углеводородной основе. Жидкости-носители на водной основе включают в себя пресную воду и рассол. Жидкости-носители на углеводородной основе включают в себя жидкие углеводороды, такие как дизельное топливо, керосин, реактивное топливо, неочищенную нефть и дистиллят, а также синтетические жидкости, такие как сложные эфиры, линейные α-олефины, поли-α-олефины, внутренние олефины, парафины, линейные алкилбензолы, простые эфиры и ацетали. Кроме того, несущая текучая среда может являться газом, таким как азот или углекислый газ. Жидкость-носитель может быть гелеобразной или негелеобразной. В одном из вариантов осуществления композит можно вводить или закачивать в скважину в виде частиц с нейтральной плавучестью в жидкости-носителе.
Жидкость может также содержать гелеобразователи, сшивающие агенты, реагенты для разрушения гелей, поверхностно-активные вещества, вспенивающие вещества, деэмульгаторы, буферные смеси, реагенты, предотвращающие набухание глин, кислоты, или их смеси.
Описанные в данном документе композиты позволяют проводить измерения в отношении пластового флюида и /или воды (включая введенную воду), поступающих из различных интервалов углеводородного пласта. Например, при использовании в многопластовых месторождениях при операциях по гидравлическому разрыву пласта композиты информируют оператора о пластах с пониженной продуктивностью. Также присутствие капельножидкой нефти в добытой воде можно обнаружить при использовании описанных в данном документе композитов, при их содержании, составляющем менее 5 м.д.
Использование композитов дает возможность отличать добытые закачанную воду и пластовую воду из каждого пласта. Индикаторы будут высвобождаться постепенно в процессе добычи отдельных флюидов в каждом конкретном пласте.
Композиты, описанные в данном документе можно использовать для мониторинга добытых воды, нефти и газа с целью обеспечения бесперебойного режима подачи потока и для обеспечения соблюдения установленных норм. Возможность быстро и часто анализировать флюиды непосредственно на месте также помогает операторам заранее обнаружить проблемы, связанные с обеспечением бесперебойного режима подачи потока, целостностью объектов и процессом, позволяя им принять профилактические меры для максимального снижения рисков снижения добычи.
Помимо их использования при гидравлическом разрыве пласта, жидкости могут использоваться в околоскважинных по своему характеру областях применения (затрагивающих приствольную зону), связанных с обработкой скважин, и могут быть ориентированы на увеличение продуктивности скважины и/или на контроль добычи пластового песка. Отдельные примеры включают в себя заполнение скважинного фильтра гравием и гидравлический разрыв, совмещенный с установкой гравийного фильтра. Стандартные способы заполнения скважинного фильтра гравием и гидравлического разрыва, совмещенного с установкой гравийного фильтра, изложены в патентах США с номерами 3987854; 4606408; и 4627488, включенных в данный документ путем ссылки.
В случае гравийной набивки композит может использоваться при заполнении сетчатого фильтра для использования в скважинах с гравийным фильтром с целью предотвращения прохождения пластовых частиц или рыхлых пород из подземного пласта в ствол скважины в процессе добычи флюидов из пласта. Установка гравийного фильтра по существу является способом конструирования скважины с двухступенчатым фильтром. Фильтр состоит из песка гравийной набивки и сетчатого фильтра или экрана. Размер частиц песка гравийной набивки задается исходя из гранулометрического состава рыхлых пород. Один из способов выбора гравийной набивки обсуждается в патенте США No. 3670817, озаглавленном «Способ установки гравийного фильтра в стволе добывающей скважины», который включен в данный документ путем ссылки. Сетчатый фильтр или экран имеет отверстия, размер которых задается таким образом, чтобы удерживать песок гравийной набивки. Таким образом, частицы гравийной набивки удерживают рыхлые породы пласта, а сетчатый фильтр, или экран удерживает частицы песка гравийной набивки. Частицы гравийной набивки и сетчатый фильтр, или экран действуют совместно с целью снижения или устранения добычи рыхлых пород при добыче нефти или газа.
Вводимая в скважину суспензия, содержащая композит, также содержит иммобилизованный индикатор. Примерный вариант операции по установке гравийного фильтра с использованием суспензии, содержащей композит, является вариантом, когда суспензию, содержащую твердые частицы, композит и индикатор закачивают при низком объемном расходе, например, от приблизительно 318 до приблизительно 636 литров в минуту. Суспензия при этом закачивается в рабочую колонну внутри скважины до тех пор, пока суспензия не будет находиться на расстоянии от приблизительно 46 до приблизительно 91 метра от впускного отверстия. Регулирование положения устройства с узлом перекрестных потоков позволяет суспензии перемещаться в кольцевое пространство между сетчатым фильтром и обсадной колонной. Частицы удерживаются сетчатым фильтром или экраном, а остаточная жидкость просачивается в пласт, что позволяет плотно набитому песчаному фильтру оставаться на своем месте. Мониторинг, осуществляемый с применением иммобилизованного индикатора, дает информацию о типе и количестве добытого из пласта флюида.
При операции гидравлического разрыва пласта, совмещенной с установкой гравийного фильтра, осуществляется гидравлический разрыв рыхлого пласта и одновременно сооружается двухступенчатый фильтр с гравийной набивкой. При гидравлическом разрыве пласта, совмещенном с установкой гравийного фильтра, процессы гидравлического разрыва пласта и установки гравийного фильтра объединяются в один процесс обработки, направленный на стимуляцию добычи и обеспечение наличия кольцевого гравийного фильтра для снижения добычи пластового песка. В некоторых случаях процессы обработки приствольной зоны осуществляются при установке гравийного фильтра на месте, при этом жидкость для гидравлического разрыва закачивают через кольцевое пространство между обсадной колонной и сетчатым фильтром. В такой ситуации гидравлический разрыв пласта обычно приводит к возникновению условия выпадения песка, в результате чего создается кольцевая гравийная набивка между сетчатым фильтром и обсадной колонной. Это позволяет осуществить в рамках одной операции одновременно гидравлический разрыв пласта и установку гравийного фильтра. Как правило, суспензию закачивают при более высоких объемных расходах, чем те, которые используются при установке гравийного фильтра, составляющих от приблизительно 954 до приблизительно 1908 литров в минуту.
Также описанная в данном документе жидкость может использоваться в сочетании с кислотой при осуществлении операции кислотного гидравлического разрыва пласта. Кислота представляет собой коррозионную кислоту с очень низким значением pH, которая реагирует с окружающим пластом. Способ является особенно эффективным в случае песчаников и карбонатных пластов. Кислоты, такие как соляная кислота, муравьиная кислота и уксусная кислота, вводят при высокой величине расхода в пласт вместе с жидкостью с целью намеренно вызвать разрушение пласта путем создания трещин в крупных подземных кусках породы. В другом варианте осуществления жидкость, относящаяся к данному изобретению, может содержать кислоту. Трещины, образующиеся в приствольной зоне, начинаются в виде двух крыльев, которые разрастаются в сторону от ствола скважины в противоположенных направлениях. Кислота используется для размывания или вытравливания каналов или желобков на протяжении всей поверхности трещины, чтобы после того как давление сбросится и трещины закроются, неравномерные каналы с высокой проницаемостью продолжали существовать, позволяя неограниченным в перемещении углеводородам перетекать из продуктивного пласта в ствол скважины. В то же время при расклинивании трещин проницаемость трещин поддерживается путем удержания созданных трещин от смыкания с помощью твердого материала, такого как песок, боксит, керамика и некоторые более легкие материалы. Проницаемость при кислотном гидравлическом разрыве достигается за счет вытравливания поверхностей трещины с помощью травильной кислоты, а не за счет использования расклинивающих агентов для предотвращения закрытия трещины. Мониторинг, осуществляемый с применением иммобилизованного индикатора, дает информацию о типе и количестве добытого из пласта флюида и об успехе операции кислотного гидравлического разрыва пласта.
Дополнительные количества жидкости, содержащей индикатор, можно вводить в пласт каждый раз после того как первая порция индикатора в композите, по меньшей мере, частично израсходовалась. Как правило, дополнительное количество индикатора вводят, когда индикатор, адсорбированный на носителе, или внутри эмульсии, или внутри порового пространства композита, частично израсходовался и уровень эффективности функционирования индикатора в композите стал неприемлемым.
Введение дополнительного количества индикатора можно осуществлять с помощью любого стандартного способа введения текучих сред в ствол нефтяной или газовой скважины. Вводимая жидкость как правило будет состоять из требуемого(ых) индикатора(ов) в растворе, который кроме того включает в себя растворитель. Относительные количества растворителя и компонента для обработки скважины в растворе, который нужно ввести в ствол скважины, разумеется, будут меняться в зависимости от рассматриваемых компонента и растворителя, но, как правило, будут соответствовать значениям весового соотношения растворителя к индикатору в диапазоне от приблизительно 10:90 до приблизительно 95:5. После осуществления стадии введения, в стволе скважины поддерживается давление в течение такого времени и при таких условиях, которые являются достаточными для повторной активации подземной сети трещин в пласте.
Claims (58)
1. Способ осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта, через который проходит скважина, и измерения количества флюидов, добываемых из указанного множества продуктивных интервалов, включающий в себя:
(a) закачивание жидкости для гидравлического разрыва пласта в указанное множество продуктивных интервалов при давлении, достаточном для увеличения или создания трещин в указанном множестве продуктивных интервалов, где жидкость для гидравлического разрыва пласта, закачиваемая в указанное множество продуктивных интервалов, содержит композит, содержащий иммобилизованный заданный индикатор, который растворим либо в углеводородах, либо в воде, либо растворим как в углеводородах, так и в воде, а также где жидкость для гидравлического разрыва пласта, закачиваемая в каждый из указанного множества продуктивных интервалов, содержит разный иммобилизованный заданный индикатор, и при этом с помощью указанного иммобилизованного заданного индикатора в жидкости для гидравлического разрыва пласта может быть определено количество флюидов, добываемых из каждого из указанного множества продуктивных интервалов;
(b) растворение иммобилизованного заданного индикатора во флюидах, добываемых из продуктивного интервала, в который закачан композит, содержащий указанный иммобилизованный заданный индикатор, в течение периода по меньшей мере 6 месяцев,
при этом композит содержит:
либо (i) индикатор, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, имеющем удельную поверхность от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г,
либо (ii) индикатор, абсорбированный в порах пористых частиц, представляющих собой пористую керамику, пористый полистирол, сополимер стирола и дивинилбензола, полиакрилат, полиалкилакрилат, полиакриловый эфир или полиалкилакриловый эфир;
либо (iii) индикатор, адсорбированный на прокаленный пористый носитель из оксида металла, удельная поверхность которого составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г и диаметр частиц которого составляет от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 мм;
либо (iv) микроэмульсию, содержащую индикатор и эмульгированную смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, при этом размер частиц индикатора в указанной микроэмульсии составляет от приблизительно 0,001 мкм до приблизительно 100 мкм, и
(с) количественное определение количества растворенных индикаторов в углеводородах, добываемых из скважины; и
(d) определение количества углеводородов, добываемых из указанного множества продуктивных интервалов, исходя из количества растворенных индикаторов.
2. Способ по п.1, в котором жидкость для гидравлического разрыва также содержит увеличивающий вязкость полимер или вязкоупругое поверхностно-активное вещество.
3. Способ по п.1, в котором композит является твердым и, кроме того, представляет собой расклинивающий агент.
4. Способ по п.1, в котором индикатор адсорбирован на водонерастворимом адсорбенте и водонерастворимый адсорбент имеет удельную поверхность в интервале от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г.
5. Способ по п.4, в котором водонерастворимый адсорбент представляет собой диатомитовую землю.
6. Способ по п.4, в котором весовое соотношение индикатора к адсорбенту в композите имеет значение в интервале от приблизительно 9:1 до приблизительно 1:9.
7. Способ по п.4, в котором композит и связующее вещество формуют в прессованную гранулу заданной формы и указанную прессованную гранулу заданной формы закачивают в скважину.
8. Способ по п.1, в котором индикатор иммобилизован в поровых пространствах пористых частиц.
9. Способ по п.7, в котором пористые частицы представляют собой пористую керамику, неорганический оксид или органический полимерный материал.
10. Способ по п.7, в котором пористые частицы представляют собой алюмосиликат, карбид кремния, оксид алюминия или вещества на основе диоксида кремния.
11. Способ по п.1, в котором скважина представляет собой горизонтальную или наклонную скважину.
12. Способ по п.1, в котором композит содержит индикатор, иммобилизованный в микроэмульсии.
13. Способ по п.1, в котором индикатор адсорбирован в поровых пространствах указанного пористого оксида металла, и при этом объем пор прокаленного пористого оксида металла имеет значение в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,10 см3/г.
14. Способ по п.1, в котором пласт является рыхлым пластом и при этом, в то время как осуществляется гидравлический разрыв рыхлого пласта, также одновременно осуществляют операцию по борьбе с поступлением песка в скважину.
15. Способ по п.14, в котором операция по борьбе с поступлением песка в скважину включает в себя введение в ствол скважины суспензии, содержащей заданный индикатор, который либо растворим в углеводородах, либо растворим в воде, либо растворим как в углеводородах, так и в воде, а также где индикатор способен медленно растворяться в добываемых из скважины флюидах.
16. Способ по п.14, дополнительно включающий идентификацию интервала, из которого добыт флюид из подземного пласта, путем идентификации индикатора в добытом флюиде.
17. Способ по п.1, дополнительно включающий обнаружение индикатора во флюидах, добываемых из пласта, подвергнутого гидравлическому разрыву.
18. Способ по п.1, в котором индикатор является твердым.
19. Способ по п.1, в котором индикатор обнаруживают с помощью жидкостной хроматографии.
20. Способ по п.8, в котором размер частиц пористого зернистого материала находится в интервале от приблизительно 0,3 мм до приблизительно 5 мм.
21. Способ осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта, через который проходит скважина, включающий в себя:
закачивание жидкости для гидравлического разрыва пласта в каждый интервал пласта, подлежащего гидравлическому разрыву, при этом жидкость для гидравлического разрыва пласта, закачиваемая в каждый интервал, содержит композит, содержащий иммобилизованный заданный индикатор, который растворим либо в углеводородах, либо в воде, либо растворим как в углеводородах, так и в воде, а также где индикатор, закачиваемый в каждый интервал, способен медленно растворяться во флюидах, добываемых из указанного интервала, в который закачивается индикатор, и при этом индикатор, закачиваемый в каждый интервал, является различным, так что индикатор, закачиваемый в каждый интервал, может быть обнаружен количественно в добываемых флюидах, добытых из интервала, в который указанный индикатор закачивается;
увеличение или создание трещины в пласте; и
медленное растворение различных индикаторов во флюидах, добываемых из интервала, в который индикатор закачивается,
при этом композит, закачиваемый в каждый интервал, выбирают из группы, состоящей из:
(i) индикатора, адсорбированного на водонерастворимом адсорбенте, имеющем удельную поверхность от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г,
(ii) индикатора, абсорбированного в порах пористых частиц, содержащих пористую керамику, пористый полистирол, сополимер стирола и дивинилбензола, полиакрилат, полиалкилакрилат, полиакриловый эфир или полиалкилакриловый эфир;
(iii) индикатора, адсорбированного на прокаленный пористый оксид металла, удельная поверхность которого составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г и диаметр частиц которого составляет от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 мм;
(iv) микроэмульсии, содержащей индикатор и эмульгированную смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, при этом размер частиц индикатора в указанной микроэмульсии составляет от приблизительно 0,001 мкм до приблизительно 100 мкм, и
при этом срок службы индикатора, введенного в каждый интервал, составляет по меньшей мере шесть месяцев; и
(d) определение количества индикаторов во флюиде, добываемом из скважины, и определение количества флюида, добываемого из интервалов, в которые закачаны индикаторы.
22. Способ по п.21, в котором водонерастворимый адсорбент имеет удельную поверхность в интервале от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г, а весовое соотношение индикатора к адсорбенту в композите имеет значение в интервале от приблизительно 9:1 до приблизительно 1:9.
23. Способ по п.21, в котором композит, закачиваемый в по меньшей мере один из указанных интервалов, представляет собой прессованную гранулу заданной формы из связующего вещества и водонерастворимого адсорбента.
24. Способ по п.21, в котором композит, закачиваемый в по меньшей мере один из указанных интервалов, содержит индикатор, иммобилизованный в поровых пространствах пористых частиц.
25. Способ по п.24, в котором пористые частицы представляют собой пористую керамику, пористый алюмосиликат, карбид кремния или оксид алюминия.
26. Способ по п.21, в котором композит, закачиваемый в по меньшей мере один из указанных интервалов, содержит индикатор, иммобилизованный в микроэмульсии, или индикатор, иммобилизованный в прокаленном пористом оксиде металла, при этом объем пор прокаленного пористого оксида металла имеет значение в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,10 см3/г.
27. Способ по п.21, в котором композит, закачиваемый в по меньшей мере один из указанных интервалов, содержит индикатор, иммобилизованный в прокаленном пористом оксиде металла, при этом объем пор прокаленного пористого оксида металла имеет значение в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,10 см3/г.
28. Способ по п.21, в котором композит, закачиваемый в по меньшей мере один из указанных интервалов, содержит индикатор, адсорбированный на водонерастворимый адсорбент.
29. Способ количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта, через который проходит скважина, включающий в себя:
(a) закачивание жидкости для гидравлического разрыва пласта в указанное множество продуктивных интервалов при давлении, достаточном для увеличения или создания трещин в каждом из указанного множества продуктивных интервалов, где указанная жидкость для гидравлического разрыва пласта содержит композит, содержащий иммобилизованный заданный индикатор, который растворим либо в углеводородах, либо в воде, либо растворим как в углеводородах, так и в воде, а также где жидкость для гидравлического разрыва пласта, закачиваемая в каждый из указанного множества продуктивных интервалов, содержит разный иммобилизованный заданный индикатор, и при этом с помощью указанного иммобилизованного заданного индикатора в жидкости для гидравлического разрыва пласта может быть определено количество флюидов, добываемых из каждого из указанного множества продуктивных интервалов;
(b) растворение иммобилизованного заданного индикатора во флюидах, добываемых из продуктивного интервала, в который закачан композит, содержащий указанный иммобилизованный заданный индикатор, в течение периода по меньшей мере 6 месяцев,
(с) определение и мониторинг количества флюидов, добытых из каждого из указанного множества продуктивных интервалов с помощью количественного обнаружения количества индикатора в добываемом флюиде, при этом указанный добываемый флюид представляет собой углеводороды, воду или как углеводороды, так и воду.
30. Способ по п.29, дополнительно включающий определение присутствия диспергированной нефти в добываемой воде, исходя из иммобилизованных заданных индикаторов.
31. Способ по п.29, в котором композит является твердым и, кроме того, представляет собой расклинивающий агент.
32. Способ по п.29, в котором композит содержит:
либо (i) индикатор, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, имеющем удельную поверхность от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 100 м2/г,
либо (ii) индикатор, абсорбированный в порах пористых частиц, представляющих собой пористую керамику, пористый полистирол, сополимер стирола и дивинилбензола, полиакрилат, полиалкилакрилат, полиакриловый эфир или полиалкилакриловый эфир;
либо (iii) индикатор, адсорбированный на прокаленный пористый носитель из оксида металла, удельная поверхность которого составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г и диаметр частиц которого составляет от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 мм;
либо (iv) микроэмульсию, содержащую индикатор и эмульгированную смесь растворителя и поверхностно-активного вещества, при этом размер частиц индикатора в указанной микроэмульсии составляет от приблизительно 0,001 мкм до приблизительно 100 мкм.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161562887P | 2011-11-22 | 2011-11-22 | |
US61/562,887 | 2011-11-22 | ||
PCT/US2012/064666 WO2013078031A1 (en) | 2011-11-22 | 2012-11-12 | Method of using controlled release tracers |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014125201A RU2014125201A (ru) | 2015-12-27 |
RU2618796C2 true RU2618796C2 (ru) | 2017-05-11 |
Family
ID=47279049
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014125201A RU2618796C2 (ru) | 2011-11-22 | 2012-11-12 | Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9874080B2 (ru) |
EP (2) | EP3597720A3 (ru) |
CN (1) | CN103946336B (ru) |
AU (1) | AU2012340949B2 (ru) |
BR (1) | BR112014012122B1 (ru) |
CA (1) | CA2852295C (ru) |
CO (1) | CO6930353A2 (ru) |
MX (1) | MX365745B (ru) |
RU (1) | RU2618796C2 (ru) |
WO (1) | WO2013078031A1 (ru) |
Families Citing this family (120)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9377449B2 (en) | 2009-06-15 | 2016-06-28 | William Marsh Rice University | Nanocomposite oil sensors for downhole hydrocarbon detection |
US20120142111A1 (en) * | 2009-06-15 | 2012-06-07 | Tour James M | Nanomaterial-containing signaling compositions for assay of flowing liquid streams and geological formations and methods for use thereof |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US10822536B2 (en) * | 2010-07-19 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well |
US9976070B2 (en) | 2010-07-19 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9580642B2 (en) | 2011-11-22 | 2017-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for improving isolation of flow to completed perforated intervals |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US10590332B2 (en) * | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
WO2014207000A1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-12-31 | Institutt For Energiteknikk | Mineral-encapsulated tracers |
NO340689B1 (no) * | 2013-06-24 | 2017-05-29 | Inst Energiteknik | Sporingsstoffer |
GB201311608D0 (en) * | 2013-06-28 | 2013-08-14 | Johnson Matthey Plc | Tracer material |
US9267371B2 (en) * | 2013-08-01 | 2016-02-23 | Trace Logic, Inc | Oil and gas fracture liquid tracing with oligonucleotides |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
GB201315848D0 (en) * | 2013-09-05 | 2013-10-23 | Johnson Matthey Plc | Tracer and method |
US10822917B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents |
US10844270B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations |
US9594070B2 (en) * | 2013-11-05 | 2017-03-14 | Spectrum Tracer Services, Llc | Method using halogenated benzoic acid esters and aldehydes for hydraulic fracturing and for tracing petroleum production |
CN103629107A (zh) * | 2013-11-19 | 2014-03-12 | 西安思坦仪器股份有限公司 | 一种煤层气井防卡可投捞排水泵 |
NO340688B1 (no) * | 2013-12-23 | 2017-05-29 | Inst Energiteknik | Sporingsstoff |
US9127542B2 (en) | 2014-01-28 | 2015-09-08 | Lawrence O. Price | Subterranean well treatment process |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
US10287865B2 (en) | 2014-05-19 | 2019-05-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation |
US9297252B2 (en) * | 2014-06-27 | 2016-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of long chain amines and difunctional compounds as tracers |
US9303497B2 (en) * | 2014-06-27 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Use of long chain alcohols, ketones and organic acids as tracers |
CN105295878A (zh) * | 2014-07-21 | 2016-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种纳米二氧化硅乳化堵水剂及其应用 |
MX2017000875A (es) * | 2014-07-23 | 2017-05-04 | Baker Hughes Inc | Compuesto que comprende agente de tratamiento biológico y/o agente trazador adherido a un sustrato calcinado de un nucleo revestido de óxido de metal y método para usarlo. |
US9656237B2 (en) | 2014-07-31 | 2017-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites |
EP3194715A4 (en) | 2014-09-17 | 2018-05-23 | Carbo Ceramics Inc. | Infused and coated proppant containing chemical treatment agent and methods of using same |
US10106727B2 (en) * | 2014-09-17 | 2018-10-23 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Proppant compositions and methods of use |
US10513916B2 (en) | 2014-09-17 | 2019-12-24 | Carbo Ceramics Inc. | In-line treatment cartridge and methods of using same |
US10871066B1 (en) | 2014-09-17 | 2020-12-22 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Molecular tracers and modified proppants for monitoring underground fluid flows |
CN105567199A (zh) * | 2014-10-15 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 疏水性纳米二氧化硅乳化堵水剂及其制备方法与应用 |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
CA2978553C (en) * | 2015-03-02 | 2022-06-21 | C&J Energy Services, Inc. | Well completion system and method |
GB201503644D0 (en) * | 2015-03-04 | 2015-04-15 | Johnson Matthey Plc | Tracer and method |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
NZ736986A (en) * | 2015-04-20 | 2019-04-26 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same |
GB201507479D0 (en) | 2015-04-30 | 2015-06-17 | Johnson Matthey Plc | Sustained release system for reservoir treatment and monitoring |
US10280737B2 (en) | 2015-06-15 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of using carbon quantum dots to enhance productivity of fluids from wells |
US10100243B2 (en) | 2015-07-13 | 2018-10-16 | KMP Holdings, LLC | Environmentally preferable microemulsion composition |
CN105085803B (zh) * | 2015-07-17 | 2018-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚苯乙烯二丙烯酸‑1,4‑丁二醇酯及其合成方法和应用 |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
GB201517744D0 (en) | 2015-10-07 | 2015-11-18 | Johnson Matthey Plc | Method of monitoring a parameter of a hydrocarbon well, pipeline or formation |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
US10017684B2 (en) * | 2016-04-20 | 2018-07-10 | Spectrum Tracer Services, Llc | Method and compositions for hydraulic fracturing and for tracing formation water |
US10415382B2 (en) * | 2016-05-03 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for establishing well performance during plug mill-out or cleanout/workover operations |
CN106053643B (zh) * | 2016-06-01 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种判识天然气中co2成因和来源的方法及其应用 |
US10641083B2 (en) | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
US10413966B2 (en) | 2016-06-20 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same |
GB201616925D0 (en) * | 2016-10-05 | 2016-11-16 | Johnson Matthey Public Limited Company | Oil field chemical-carrying material and method |
US10344588B2 (en) * | 2016-11-07 | 2019-07-09 | Saudi Arabian Oil Company | Polymeric tracers |
CN106812517B (zh) * | 2017-01-17 | 2018-12-28 | 中国石油大学(北京) | 裂缝内高浓度颗粒运动状态与液体流场同时监测实验方法 |
US12060523B2 (en) | 2017-07-13 | 2024-08-13 | Baker Hughes Holdings Llc | Method of introducing oil-soluble well treatment agent into a well or subterranean formation |
WO2019013799A1 (en) * | 2017-07-13 | 2019-01-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | SYSTEM FOR DELIVERING OLEO-SOLUBLE WELL PROCESSING AGENTS AND METHODS OF USE THEREOF |
US10513918B2 (en) | 2017-10-10 | 2019-12-24 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for intervention less well monitoring |
WO2019089043A1 (en) | 2017-11-03 | 2019-05-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
CN107989597B (zh) * | 2017-11-15 | 2020-09-18 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝数据筛选方法、装置及存储介质 |
CN108952656A (zh) * | 2018-06-12 | 2018-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多段压裂水平井产液剖面测试方法及管柱 |
US10502040B1 (en) | 2018-06-15 | 2019-12-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Upconverting nanoparticles as tracers for production and well monitoring |
GB201810188D0 (en) | 2018-06-21 | 2018-08-08 | Johnson Matthey Plc | Oil field chemical-carrying material and process for making the same |
RU2685600C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
WO2020028375A1 (en) | 2018-07-30 | 2020-02-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Delayed release well treatment compositions and methods of using same |
CN109283229B (zh) * | 2018-08-20 | 2020-10-27 | 武汉大学 | 一种裂隙显影剂的制备方法及其岩体裂隙探测应用方法 |
CN109135715B (zh) * | 2018-09-29 | 2019-10-15 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 微乳纳米压裂增产剂及其制备方法 |
CN109138978B (zh) * | 2018-09-29 | 2019-12-24 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 基于控制释放示踪剂技术的水平井产油贡献测试方法 |
US11028309B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid |
US10961445B2 (en) | 2019-03-08 | 2021-03-30 | Multi-Chem Group, Llc | Tracking production of oil, gas, and water from subterranean formation by adding soluble tracers coated onto solid particulate |
CN109931052A (zh) * | 2019-03-19 | 2019-06-25 | 固安国勘石油技术有限公司 | 利用示踪剂监测油井分层或分段压裂后的效果及产能情况的方法 |
CN110295890A (zh) * | 2019-03-27 | 2019-10-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于监测油井产油情况的复合示踪剂、其制备方法及确定油井各段的产能状况的方法 |
US10920558B2 (en) | 2019-07-12 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing proppant distribution and well production |
US10961444B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation |
CN111100612B (zh) * | 2019-12-31 | 2024-01-09 | 苏州星烁纳米科技有限公司 | 油田示踪剂、油田示踪的方法及支撑剂组合物 |
CN111236927B (zh) * | 2020-01-09 | 2021-10-29 | 山东大学 | 运用同位素示踪岩体导水通道的超前动态预报方法 |
US11827851B2 (en) | 2020-07-20 | 2023-11-28 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Tracer eluting proppants for hydraulic fracturing |
CN111911139A (zh) * | 2020-08-14 | 2020-11-10 | 青岛大地新能源技术研究院 | 用于油气井找水的缓释型示踪可控体系及制备方法与应用 |
WO2022051628A1 (en) | 2020-09-03 | 2022-03-10 | Saudi Arabian Oil Company | Injecting multiple tracer tag fluids into a wellbore |
US20220098472A1 (en) * | 2020-09-29 | 2022-03-31 | Cnpc Usa Corporation | Composition and Method for Breaking Synthetic-Polymer-Type Stimulation Fluids |
US11660595B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with multiple porosity regions for reservoir modeling |
US11534759B2 (en) | 2021-01-22 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with mixed porosities for reservoir modeling |
US20220251944A1 (en) * | 2021-02-05 | 2022-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Utilizing Wastes in Water Systems as Oil Reservoir Tracers |
US20220397376A1 (en) * | 2021-06-09 | 2022-12-15 | Damorphe | Shaped charge liners with integrated tracers |
CN114458303B (zh) * | 2021-06-29 | 2024-07-30 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种压裂监测用覆膜控释示踪剂颗粒及其制备方法 |
CN113653486A (zh) * | 2021-09-03 | 2021-11-16 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种缓释型长效示踪剂及其制备方法 |
US11692440B2 (en) | 2021-11-11 | 2023-07-04 | Aramco Services Company | Polymer nano-clays as multifunctional mud logging barcode tracers |
US12000278B2 (en) | 2021-12-16 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well |
US11859452B2 (en) | 2022-04-08 | 2024-01-02 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Wet connect system and method |
CN115288649B (zh) * | 2022-05-10 | 2024-04-16 | 西安石油大学 | 用于煤层气储层的示踪剂体系及煤层气水平井压裂监测方法 |
CN114837656A (zh) * | 2022-05-23 | 2022-08-02 | 河南省科学院同位素研究所有限责任公司 | 密度可控同位素载体制备方法 |
CN115030695B (zh) * | 2022-06-02 | 2023-03-03 | 浙江大学 | 一种二氧化碳置换天然气水合物开采的监测方法 |
CN115059456B (zh) * | 2022-07-26 | 2024-02-13 | 河南省科学院同位素研究所有限责任公司 | 一种可降解放射性同位素示踪剂及其制备方法 |
CN116517526A (zh) * | 2023-04-12 | 2023-08-01 | 安徽中核桐源科技有限公司 | 一种放射性同位素示踪剂及其制备方法 |
CN116556930B (zh) * | 2023-07-11 | 2024-02-13 | 东营长缨石油技术有限公司 | 一种油田用油溶性示踪剂及其制备方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5243190A (en) * | 1990-01-17 | 1993-09-07 | Protechnics International, Inc. | Radioactive tracing with particles |
US20030006036A1 (en) * | 2001-05-23 | 2003-01-09 | Core Laboratories Global N.V. | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production |
EA200970177A1 (ru) * | 2006-08-03 | 2009-08-28 | Оксан Материалз, Инк. | Композиция и способ получения проппанта |
US20100307745A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
Family Cites Families (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3670817A (en) | 1970-11-05 | 1972-06-20 | Shell Oil Co | Method of gravel-packing a production well borehole |
US3987854A (en) | 1972-02-17 | 1976-10-26 | Baker Oil Tools, Inc. | Gravel packing apparatus and method |
FR2299911A1 (fr) | 1975-02-04 | 1976-09-03 | Kali Chemie Ag | Procede de fabrication de particules spheriques contenant de l'alumine et produits obtenus |
US3987850A (en) * | 1975-06-13 | 1976-10-26 | Mobil Oil Corporation | Well completion method for controlling sand production |
US3991827A (en) | 1975-12-22 | 1976-11-16 | Atlantic Richfield Company | Well consolidation method |
US4008763A (en) | 1976-05-20 | 1977-02-22 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method |
US4264329A (en) | 1979-04-27 | 1981-04-28 | Cities Service Company | Tracing flow of fluids |
US4606408A (en) | 1985-02-20 | 1986-08-19 | Halliburton Company | Method and apparatus for gravel-packing a well |
US4627488A (en) | 1985-02-20 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Isolation gravel packer |
GB9503949D0 (en) | 1995-02-28 | 1995-04-19 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
US5929437A (en) * | 1995-08-18 | 1999-07-27 | Protechnics International, Inc. | Encapsulated radioactive tracer |
NO305181B1 (no) | 1996-06-28 | 1999-04-12 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate for a bestemme innstromningen av olje og/eller gass i en bronn |
CA2407484C (en) | 2000-04-26 | 2010-04-20 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
NO309884B1 (no) * | 2000-04-26 | 2001-04-09 | Sinvent As | ReservoarovervÕkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere |
WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
US20020148610A1 (en) * | 2001-04-02 | 2002-10-17 | Terry Bussear | Intelligent well sand control |
WO2003074833A2 (en) | 2002-03-01 | 2003-09-12 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
US20080287324A1 (en) | 2002-03-01 | 2008-11-20 | Cesi Chemical, Inc., A Flotek Company | Process for well cleaning |
WO2004106942A2 (en) | 2002-08-21 | 2004-12-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for measuring fluid chemistry in drilling and production operations |
WO2005103446A1 (en) * | 2004-04-05 | 2005-11-03 | Carbo Ceramics, Inc. | Tagged propping agents and related methods |
NO321768B1 (no) | 2004-06-30 | 2006-07-03 | Inst Energiteknik | System for tracerfrigjoring i en fluidstrom |
WO2006047478A2 (en) | 2004-10-22 | 2006-05-04 | Core Laboratories, L.P. | Method for determining tracer concentration in oil and gas production fluids |
US7491682B2 (en) | 2004-12-15 | 2009-02-17 | Bj Services Company | Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales |
US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
US7598209B2 (en) | 2006-01-26 | 2009-10-06 | Bj Services Company | Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same |
GB0604451D0 (en) * | 2006-03-06 | 2006-04-12 | Johnson Matthey Plc | Tracer method and apparatus |
US7494711B2 (en) | 2006-03-08 | 2009-02-24 | Bj Services Company | Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation |
WO2009077758A1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-06-25 | Lux Innovate Limited | Compositions and methods for monitoring flow through fluid conducting and containment systems |
US20090254470A1 (en) * | 2008-04-02 | 2009-10-08 | Ebay Inc. | Method and system for sharing searches |
GB0813277D0 (en) | 2008-07-18 | 2008-08-27 | Lux Innovate Ltd | Method to assess multiphase fluid compositions |
US7896078B2 (en) | 2009-01-14 | 2011-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Method of using crosslinkable brine containing compositions |
US8342241B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of nanodispersions below ground |
CN102763118B (zh) * | 2010-01-20 | 2015-02-11 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的***和方法 |
US20110220360A1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Thomas Lindvig | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix |
US8596354B2 (en) * | 2010-04-02 | 2013-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of tracers used in hydrocarbon wells |
FR2959270B1 (fr) * | 2010-04-27 | 2012-09-21 | Total Sa | Procede de detection de composes de tracage pour l'exploitation d'hydrocarbures |
AU2011251674B2 (en) * | 2010-05-11 | 2016-03-24 | Schlumberger Technology B.V. | Method and system for treating a subterranean formation |
US9029300B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Composites for controlled release of well treatment agents |
US9010430B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using shaped compressed pellets in treating a well |
US20130341012A1 (en) * | 2010-12-30 | 2013-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for tracking a treatment fluid in a subterranean formation |
US8664168B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of using composites in the treatment of wells |
US9102860B2 (en) | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
-
2012
- 2012-11-12 EP EP19190110.7A patent/EP3597720A3/en not_active Withdrawn
- 2012-11-12 MX MX2014006014A patent/MX365745B/es active IP Right Grant
- 2012-11-12 CN CN201280056038.XA patent/CN103946336B/zh active Active
- 2012-11-12 EP EP12795189.5A patent/EP2782971B1/en active Active
- 2012-11-12 WO PCT/US2012/064666 patent/WO2013078031A1/en active Application Filing
- 2012-11-12 AU AU2012340949A patent/AU2012340949B2/en active Active
- 2012-11-12 BR BR112014012122-2A patent/BR112014012122B1/pt active IP Right Grant
- 2012-11-12 RU RU2014125201A patent/RU2618796C2/ru active
- 2012-11-12 CA CA2852295A patent/CA2852295C/en active Active
- 2012-11-15 US US13/678,431 patent/US9874080B2/en active Active
-
2014
- 2014-04-09 CO CO14077091A patent/CO6930353A2/es unknown
-
2018
- 2018-01-12 US US15/870,319 patent/US10989040B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5243190A (en) * | 1990-01-17 | 1993-09-07 | Protechnics International, Inc. | Radioactive tracing with particles |
US20030006036A1 (en) * | 2001-05-23 | 2003-01-09 | Core Laboratories Global N.V. | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production |
EA200970177A1 (ru) * | 2006-08-03 | 2009-08-28 | Оксан Материалз, Инк. | Композиция и способ получения проппанта |
US20100307745A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2852295C (en) | 2017-03-21 |
US20130126158A1 (en) | 2013-05-23 |
NZ623134A (en) | 2016-08-26 |
MX2014006014A (es) | 2014-06-04 |
BR112014012122B1 (pt) | 2022-03-03 |
US10989040B2 (en) | 2021-04-27 |
CA2852295A1 (en) | 2013-05-30 |
BR112014012122A2 (pt) | 2017-06-13 |
WO2013078031A1 (en) | 2013-05-30 |
EP3597720A3 (en) | 2020-04-22 |
CN103946336B (zh) | 2019-04-12 |
RU2014125201A (ru) | 2015-12-27 |
BR112014012122A8 (pt) | 2017-06-20 |
AU2012340949A1 (en) | 2014-04-17 |
EP3597720A2 (en) | 2020-01-22 |
MX365745B (es) | 2019-06-12 |
US20180135403A1 (en) | 2018-05-17 |
EP2782971B1 (en) | 2020-07-22 |
EP2782971A1 (en) | 2014-10-01 |
US9874080B2 (en) | 2018-01-23 |
AU2012340949B2 (en) | 2016-08-04 |
CN103946336A (zh) | 2014-07-23 |
CO6930353A2 (es) | 2014-04-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2618796C2 (ru) | Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением | |
US10641083B2 (en) | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents | |
US9976070B2 (en) | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations | |
US10413966B2 (en) | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same | |
RU2667165C2 (ru) | Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования | |
US9574130B2 (en) | Composites for controlled release of well treatment agents | |
US10822536B2 (en) | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well | |
Danso et al. | Recent advances in multifunctional proppant technology and increased well output with micro and nano proppants | |
US10961444B1 (en) | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation | |
RU2690979C2 (ru) | Сформованные прессованные гранулы для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов и способы их применения | |
NZ623134B2 (en) | Method of using controlled release tracers |