RU2693105C2 - Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях - Google Patents
Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693105C2 RU2693105C2 RU2017144539A RU2017144539A RU2693105C2 RU 2693105 C2 RU2693105 C2 RU 2693105C2 RU 2017144539 A RU2017144539 A RU 2017144539A RU 2017144539 A RU2017144539 A RU 2017144539A RU 2693105 C2 RU2693105 C2 RU 2693105C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- permeable
- fluid
- nanoparticles
- nanoparticles dispersed
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 70
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 title 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229920001046 Nanocellulose Polymers 0.000 claims description 96
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 claims description 15
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 13
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 13
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 12
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 claims description 10
- 229920002749 Bacterial cellulose Polymers 0.000 claims description 8
- 239000005016 bacterial cellulose Substances 0.000 claims description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 7
- 239000002905 metal composite material Substances 0.000 claims description 7
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 41
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 11
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 9
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 210000001724 microfibril Anatomy 0.000 description 4
- 239000002159 nanocrystal Substances 0.000 description 4
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000006557 surface reaction Methods 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012039 electrophile Substances 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 229910017944 Ag—Cu Inorganic materials 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000004630 atomic force microscopy Methods 0.000 description 2
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000000921 elemental analysis Methods 0.000 description 2
- 238000002149 energy-dispersive X-ray emission spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 2
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000007306 functionalization reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Chemical class 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000002411 thermogravimetry Methods 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 238000004736 wide-angle X-ray diffraction Methods 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 229910017937 Ag-Ni Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017984 Ag—Ni Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910002708 Au–Cu Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017398 Au—Ni Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000219310 Beta vulgaris subsp. vulgaris Species 0.000 description 1
- 241000819038 Chichester Species 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 1
- 125000002353 D-glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 description 1
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000935974 Paralichthys dentatus Species 0.000 description 1
- 229920001131 Pulp (paper) Polymers 0.000 description 1
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000021536 Sugar beet Nutrition 0.000 description 1
- 241000209140 Triticum Species 0.000 description 1
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 description 1
- 230000021736 acetylation Effects 0.000 description 1
- 238000006640 acetylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 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
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229910001649 dickite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000113 differential scanning calorimetry Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical group O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001523 electrospinning Methods 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Chemical class 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010559 graft polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 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
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002843 nonmetals Chemical class 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 238000012643 polycondensation polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 238000006884 silylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 239000010902 straw Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 210000004243 sweat Anatomy 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000004627 transmission electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000000733 zeta-potential measurement Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B82—NANOTECHNOLOGY
- B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
- B82Y99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям и способам обработки подземных скважин, направленным на регулирование движения воды в проницаемые пласты, окружающие ствол скважины, и из них. Способ обработки подземной скважины, имеющей один или более проницаемых пластов, включающий получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, присутствующих в обрабатывающей текучей среде в концентрации примерно 0,1-5,0 мас. %, введение указанной среды в подземный пласт, так что наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры пласта и блокирующих дальнейшее протекание текучей среды в пласте. Способ регулирования притока воды из подземной скважины, имеющей ствол скважины и один или более проницаемых пластов, включающий получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, присутствующих в указанной среде в концентрации примерно 0,1-5,0 мас. %, введение указанной среды в один или более проницаемых пластов, так что наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры пласта и блокирующих протекание воды из одного или более проницаемых пластов в ствол скважины. Способ обеспечения повышенной нефтедобычи, включающий получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, присутствующих в указанной среде в концентрации примерно 0,1-5,0 мас. %, введение указанной среды в нагнетательную скважину, имеющую ствол скважины и один или более пластов с различной проницаемостью, так что наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры в более проницаемых областях одного или более проницаемых пластов, замедляя поток заводняющей текучей среды из ствола скважины в более проницаемые области одного или более проницаемых пластов, закачивание заводняющей текучей среды в нагнетательную скважину, так что заводняющая текучая среда протекает в направлении одной или более эксплуатационных скважин, вытесняя нефть или газ или нефть и газ в одном или более проницаемых пластах, и добычу нефти или газа или нефти и газа из одной или более эксплуатационных скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 3 пр.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ(ЫЕ) ЗАЯВКУ(И)
[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США с серийным номером 62/164211, поданной 20 мая 2015 года, озаглавленной "Water Control Agent For Oilfield Application", Panga et al. (номер патентного реестра IS15.0549-US-PSP), и полное описание указанной предварительной заявки включено в настоящий документ посредством ссылки. Утверждения, приведенные в данном разделе, представляют лишь сведения справочного характера, относящиеся к настоящему описанию, и могут не отражать существующий уровень техники.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Настоящее описание относится к композициям и способам обработки подземных скважин. Указанные композиции и способы направлены на регулирование движения воды в проницаемые пласты, окружающие ствол скважины, и из них.
[0003] Углеводороды (нефть, природный газ и т.д.) могут быть добыты из подземной геологической формации («пласта») бурением скважины, которая проходит через нефтегазоносный пласт. Для повышения добычи углеводородов зачастую применяют способы обработки скважины, в которых используют химическую композицию или жидкость, такую как обрабатывающая текучая среда.
[0004] Поступление воды и водных жидкостей из нефтяных и газовых скважин является распространенным явлением, которое представляет собой главное препятствие для максимизации потенциала добычи углеводородов из таких скважин. При извлечении углеводородов из эксплуатационной скважины вода может начать двигаться через пласт в сторону ствола скважины, где она может быть добыта вместе с углеводородами.
[0005] Обводнение может снижать количество нефти и/или газа, которое в конечном итоге может быть извлечено из скважины. Вода занимает место углеводородов, которые могут вытекать или подниматься из скважины, и увеличивает производственные затраты, связанные с оборудованием, необходимым для отделения воды от добытых углеводородов. Дополнительные расходы могут возникать вследствие необходимости утилизации большого количества пластовой воды, ингибирования коррозии системы труб и замены скважинной системы труб и наземного оборудования.
[0006] Предотвращение нежелательного водопритока способствует поддержанию рентабельной эксплуатации месторождения. Существует широкий ряд способов обработки, способных решить данную проблему; однако многие имеют определенные недостатки, включая, но не обязательно ограничиваясь этим, проблемы при наземном смешивании и транспортировке.
[0007] Известные способы, которые используют для регулирования или ограничения поступления воды, включают процессы, которые происходят в порах пласта. Например, гелеобразование поливинилового спирта («PVA») или полиакриловой кислоты («PAA»), или конденсационная полимеризация фенила и формальдегида в каналах пор пласта предназначены для разрушения пор каналов в матрице пласта и ограничения движения жидкости через каналы.
[0008] В другой химической технологии борьбы с водопритоками используют растворы силиката натрия и поперечно-сшитые полимеры. Силикатный раствор обычно несовместим с пластовыми водами, поскольку силикат натрия мгновенно взаимодействует с хлоридом кальция с образованием геля силиката кальция. В таком подходе два раствора могут быть закачаны в любом порядке и обязательно должны быть разделены инертной буферной водной жидкостью. В патенте США № 4004639, полное содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки, описаны химические системы, обеспечивающие достижение изоляции воды в эксплуатационных скважинах.
[0009] Другая технология предусматривает установку барьера в подземной области, смежной со стволом скважины, такого как бетонное связующее или вещество в виде частиц, для эффективного блокирования потока жидкости в ближайшем окружении. Затем обработанную область перфорируют в стратегических областях для восстановления добычи углеводорода при минимизации поступления воды.
[0010] Для изоляции или замедления потока воды используют также поперечно-сшитые полимеры. Однако технология с применением сшитых полимеров может включать многостадийный процесс их внесения, в результате чего происходит разделение жидкости с линейным полимером и сшивающего агента инертным буфером. В таких многокомпонентных системах полимер и сшивающий агент могут хроматографически выделяться из полимера, оставшегося в непригодном геле. В технологии с применением сшитого полимера также может быть использован способ отсроченного сшивания, которое может зависеть от температуры скважины и времени прохождения жидкости в пласте в качестве расчетных параметров.
[0011] В данной области техники известно также закачивание воды в подземный пласт для вытеснения углеводородов (нефти и газа) из одной части пласта в другой в качестве одного этапа способа повышения добычи требуемой текучей среды из пласта. Во время такого процесса интенсификации нефтедобычи (EOR) закачанная вода может иногда преимущественно поступать в одну часть пласта и через нее, по сравнению с другой частью пласта. Пласт или часть пласта, в которую легче поступает вода, может иметь более высокую проницаемость или пористость, что иногда называют каналообразованием или областью поглощения. Следовательно, поток воды через пласт не является однородным, и требуемое вытеснение нефти или газа может не быть достигнуто. Попытки обеспечить более однородные физические свойства пласта, в результате чего закачанная вода может более равномерно проходить в весь пласт и сквозь него, известны в данной области техники как модификация профиля и/или выравнивание профиля приемистости. Обрабатывающие текучие среды, описанные в настоящем документе, могут быть эффективно использованы для изолирования или предотвращения бесполезного поступления воды в указанные области поглощения. Следовательно, способы и композиции, описанные в настоящем документе, могут быть использованы для улучшения контролирования нагнетания воды для повышения эффективности охвата пласта заводнением во время вторичной и третичной добычи углеводородов.
[0012] Дополнительным недостатком многих традиционных соединений для ликвидации водопритоков является тот факт, что они могут быть нестабильными в кислотах и насыщенных солевых растворах, несовместимыми с сероводородом или диоксидом углерода и/или могут разрушаться при повышенных температурах. Указанные характеристики могут ограничивать применимость таких соединений, непригодных во многих во многих скважинных применениях. Кроме того, некоторые химические соединения могут взаимодействовать с минералами в пласте, что приводит к снижению их концентрации и эффективности.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0013] В настоящем документе описаны обрабатывающие текучие среды, состоящие из воды и множества диспергируемых в воде наночастиц, которые могут блокировать поток текучей среды через более проницаемую пористую среду и перенаправлять поток текучей среды в менее проницаемые области подземного пласта.
[0014] В одном аспекте варианты реализации изобретения относятся к способам обработки подземной скважины, содержащей один или более проницаемых пластов. Получают обрабатывающую текучую среду, содержащую воду и множество диспергируемых в воде наночастиц. Затем обрабатывающую текучую среду помещают/вводят в подземный пласт, так что диспергируемые в воде наночастицы образуют один или более агрегатов, которые закупоривают поры пласта и блокируют дальнейшее движение/протекание текучей среды в пласте.
[0015] В дополнительном аспекте варианты реализации изобретения относятся к способам регулирования водопритока из подземной скважины, имеющей ствол скважины и один или более проницаемых пластов. Получают обрабатывающую текучую среду, содержащую воду и множество диспергируемых в воде наночастиц. Затем обрабатывающую текучую среду помещают/вводят в подземный пласт, так что диспергируемые в воде наночастицы образуют один или более агрегатов, которые закупоривают поры пласта и блокируют дальнейшее движение/протекание текучей среды из одного или более проницаемых пластов в ствол скважины.
[0016] В дополнительном аспекте варианты реализации изобретения относятся к способам обеспечения повышенной нефтедобычи. Получают обрабатывающую текучую среду, содержащую воду и множество диспергируемых в воде наночастиц. Затем обрабатывающую текучую среду помещают/вводят в нагнетательную скважину, имеющую ствол скважины и один или более пластов с различной проницаемостью, так что диспергируемые в воде наночастицы образуют один или более агрегатов, которые закупоривают поры в более проницаемых областях одного или более проницаемых пластов. Такое закупоривание замедляет поток заводняющей текучей среды из ствола скважины в более проницаемые области одного или более проницаемых пластов. Заводняющую текучую среду закачивают в нагнетательную скважину, так что заводняющая текучая среда движется в сторону одной или более эксплуатационных скважин, вытесняя нефть, или газ, или нефть и газ в одном или более проницаемых пластах. Затем из одной или более эксплуатационных скважин добывают нефть, или газ, или нефть и газ.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0017] Прежде всего, следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта реализации, для достижения конкретных целей разработчиков, таких как приведение в соответствие системным и бизнес ограничениям, которые будут отличаться от одной реализации к другой, могут быть приняты многочисленные решения, связанные с конкретной реализацией. Кроме того, следует понимать, что такие работы по разработке могут быть сложными и требовать больших затрат времени, но, тем не менее, представляют собой обычную работу для рядового специалиста в данной области, имеющего преимущество ознакомления с данным описанием. Кроме того, жидкость, используемая/раскрытая в настоящем документе, также может содержать некоторые компоненты, отличающиеся от изложенных. В разделе Сущность изобретения и в данном Подробном описании, каждое числовое значение должно восприниматься как расширенное термином «примерно» (в случаях, когда оно уже не расширено так в явном виде), и как не расширенное подобным образом, в случаях, когда из контекста не следует иное. Кроме того, в разделе Сущность изобретения и данном Подробном описании следует понимать, что какой-либо диапазон, приведенный или описанный как полезный, подходящий и т.п., подтверждает любой возможный поддиапазон, так что все без исключения значения в диапазоне, включая конечные точки, должны считаться заявленными. Например, «диапазон от 1 до 10» следует рассматривать, как описывающий все возможные числа в непрерывном множестве от примерно 1 до примерно 10. Кроме того, одна или больше точек данных в настоящих примерах могут быть объединены друг с другом, или могут быть объединены с одной из точек данных в описании для создания диапазона, и, таким образом, включают в себя каждое возможное значение или число в этом диапазоне. Таким образом, (1) даже если в явном виде указаны многочисленные конкретные точки данных в диапазоне, (2) даже если сделана ссылка на некоторые конкретные точки данных в диапазоне, или (3) даже если в явном виде не указаны точки данных в диапазоне, следует понимать, (i) что авторы изобретения предусматривают и понимают, что какие-либо возможные точки данных в диапазоне должны рассматриваться как указанные, и (ii) что авторы изобретения обладали сведениями для всего диапазона, каждого возможного поддиапазона в пределах диапазона и каждой возможной точки в диапазоне. Кроме того, объект настоящей заявки, иллюстративно раскрытый в настоящем документе, может быть соответствующим образом осуществлен на практике при отсутствии какого-либо элемента (элементов), которые конкретно не раскрыты в настоящем документе.
[0018] Для каждого аспекта диспергируемые в воде наночастицы могут обеспечивать закупоривание пластов, которые содержат реликтовые воды с высоким содержанием солей (от 7 до 300 тысячных долей растворенных твердых веществ). Диспергируемые в воде наночастицы также применимы при температурах до примерно 232 °С (450 °F). Кроме того, диспергируемые в воде наночастицы могут образовывать внутри- и межмолекулярные водородные связи.
[0019] Для каждого аспекта диспергируемые в воде наночастицы могут содержать наноцеллюлозу, стержневидные наночастицы, нанотрубки или галлуазит, или их комбинации.
[0020] НАНОЦЕЛЛЮЛОЗА
[0021] Целлюлозные волокна и их производные являются одним из наиболее распространенных возобновляемых источников полимеров. Специальный тип целлюлозы, называемый наноцеллюлозой, недавно нашел применение в нескольких отраслях промышленности. Наноцеллюлоза может относиться к по меньшей мере трем различным типам наноцеллюлозных материалов, которые варьируются в зависимости от способа производства и источника природных волокон. Указанные три типа наноцеллюлозных материалов представляют собой: нанокристаллическую целлюлозу (NCC), микрофибриллированную целлюлозу (MFC) и бактериальную целлюлозу (BC), которые описаны ниже. Дополнительные подробности в отношении указанных материалов описаны в патентах США № 4341807, 4374702, 4378381, 4452721, 4452722, 4464287, 4483743, 4487634 и 4500546, полное описание каждого из которых включено в настоящий документ посредством ссылки.
[0022] Наноцеллюлозные материалы содержат повторяющееся звено β-1,4-связанных звеньев D-глюкозы, как показано на следующей химической структуре.
[0023] Для каждого аспекта диспергируемые в воде наночастицы могут содержать наноцеллюлозу, стержневидные наночастицы, нанотрубки или галлуазит, или их комбинации.
[0024] Целочисленные значения переменной n относятся к длине наноцеллюлозных цепей, которая обычно зависит от источника целлюлозы и даже от части растения, содержащей целлюлозный материал.
[0025] В некоторых вариантах реализации n может представлять собой целое число от примерно 100 до примерно 10000, от примерно 1000 до примерно 10000 или от примерно 1000 до примерно 5000. В других вариантах реализации n может представлять собой целое число от примерно 5 до примерно 100. В других вариантах реализации n может представлять собой целое число от примерно 5000 до примерно 10000. В различных вариантах реализации наноцеллюлозные цепи могут иметь средний диаметр от примерно 1 нм до примерно 1000 нм, или от примерно 10 нм до примерно 500 нм, или от примерно 50 нм до примерно 100 нм.
[0026] NCC, также упоминаемая как целлюлозные нанокристаллы, целлюлозные нитевидные кристаллы или целлюлозные стержневидные нанокристаллы, может быть получена из целлюлозных волокон, как описано в публикации заявки на патент США № 2013/0274149, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. Однако целлюлозные нанокристаллы могут иметь форму, отличную от стержней. Примеры включают нанокристаллы в форме 4-8-стороннего многоугольника, такого как прямоугольник, шестиугольник или восьмиугольник. NCC могут быть получены гидролизом целлюлозных волокон из различных источников, таких как хлопок, древесина и пшеничная солома, а также целлюлоза из водорослей и бактерий. Такие целлюлозные волокна характеризуются наличием двух различных областей - аморфной области и кристаллической области. В различных вариантах реализации NCC может быть получена кислотным гидролизом аморфной области целлюлозных волокон, которая имеет более низкую стойкость к кислотному воздействию, по сравнению с кристаллическими областями целлюлозных волокон. Затем получают частицы NCC «стержневидной» формы (здесь и далее упоминаемые как «стержневидные частицы нанокристаллической целлюлозы» или проще «частицы NCC»), имеющие кристаллическую структуру. В различных вариантах реализации процесс гидролиза может быть осуществлен в мягких условиях, при которых указанный процесс не приводит к существенному разрушению или разложению стержневидной кристаллической части целлюлозы.
[0027] В некоторых вариантах реализации NCC может быть получена кислотным гидролизом аморфных и неупорядоченных паракристаллических областей целлюлозных волокон, которые имеют более низкую стойкость к кислотному воздействию, по сравнению с кристаллическими областями целлюлозных волокон. Во время реакции гидролиза аморфные и неупорядоченные паракристаллические области целлюлозных волокон гидролизуются, что приводит к удалению микрофибрилл в слабых местах. Указанный процесс также приводит к образованию стержневидных частиц нанокристаллической целлюлозы или проще «частиц NCC», имеющих кристаллическую структуру.
[0028] Частицы NCC могут быть исключительно прочными, с высоким аксиальным модулем Юнга (150 ГПа), и могут иметь морфологию и кристалличность, подобную исходным целлюлозным волокнам (за исключением отсутствия аморфной части). В некоторых вариантах реализации степень кристалличности может варьироваться от примерно 50% до примерно 100%, например, от примерно 65% до примерно 85% или от примерно 70% до примерно 80% по массе. В некоторых вариантах реализации степень кристалличности может составлять от примерно 85% до примерно 100% или от примерно 88% до примерно 95% по массе.
[0029] В различных вариантах реализации частицы NCC могут иметь длину от примерно 50 до примерно 500 нм, или от примерно 75 нм до примерно 300 нм, или от примерно 50 до примерно 100 нм. В различных вариантах реализации диаметр частиц NCC может дополнительно иметь диаметр от примерно 2 до примерно 500 нм, или от примерно 2 до примерно 100 нм, или от примерно 2 до примерно 10 нм. В различных вариантах реализации частицы NCC могут иметь аспектное отношение (длина/диаметр) от примерно 10 до примерно 100, или от примерно 25 до примерно 100, или от примерно 50 до примерно 75.
[0030] Технологии, которые обычно используют для определения размера частиц NCC, включают сканирующую электронную микроскопию (SEM), просвечивающую электронную микроскопию (TEM) и атомно-силовую микроскопию (AFM). Для определения степени кристалличности может быть использована широкоугольная рентгеновская дифракция (WAXD).
[0031] В некоторых вариантах реализации NCC или частицы NCC могут иметь поверхность, которая плотно упакована гидроксильными группами, что обеспечивает возможность осуществления на их поверхности химических модификаций. В различных вариантах реализации некоторые гидроксильные группы NCC или частиц NCC могут быть модифицированы или превращены до, во время и/или после внесения в ствол скважины, например, в сульфатные сложноэфирные группы во время кислотного гидролиза. В некоторых вариантах реализации некоторые гидроксильные группы поверхности NCC или частиц NCC могут быть модифицированы или превращены в карбоксильные группы.
[0032] В различных вариантах реализации способ получения NCC или частиц NCC (и, следовательно, результирующих функциональных групп, присутствующих на поверхности NCC или частиц NCC) может быть выбран для обеспечения специальных свойств текучих сред, содержащих NCC или частицы NCC. Например, текучие среды, содержащие NCC или частицы NCC, могут демонстрировать тиксотропные свойства или анти-тиксотропные свойства, или могут иметь вязкость, не зависящую от времени. Например, текучие среды, содержащие NCC или частицы NCC, обработанные соляной кислотой, могут обладать тиксотропными свойствами в концентрациях более 0,5% (мас./об.) и анти-тиксотропными свойствами в концентрациях менее 0,3% (мас./об.), а текучие среды, содержащие NCC или частицы NCC, обработанные серной кислотой, могут иметь вязкость, не зависящую от времени.
[0033] В различных вариантах реализации NCC или частицы NCC могут быть функционализированы с получением функционализированной частицы NCC, такой как функционализированная частица NCC, в которой внешняя окружность нанокристаллической целлюлозы функционализирована различными модификаторами поверхности, функциональными группами, частицами и/или молекулами. Например, такие химические функционализации и/или модификации могут быть осуществлены для внедрения стабильных отрицательных или положительных электростатических зарядов на поверхность NCC или частиц NCC. Внедрение отрицательных или положительных электростатических зарядов на поверхность NCC или частиц NCC может обеспечивать более эффективное диспергирование в требуемом растворителе или среде.
[0034] Модификация NCC или частиц NCC, такая как модификация только поверхности, может быть осуществлена различными способами, включая, например, эстерификацию, этерификацию, ацетилирование, силилирование, окисление, прививание полимера на поверхность, функционализацию различными химическими фрагментами (такими как гидрофобные группы для улучшения совместимости с углеводородами и/или нефтью) и нековалентную модификацию поверхности, включая применение адсорбирующих поверхностно-активных веществ и полимерные покрытия, в соответствии с требованиями. В различных вариантах реализации процесс функционализации поверхности может быть осуществлен в мягких условиях, при которых указанный процесс не приводит к существенному разрушению или разложению стержневидных нанокристаллических частиц.
[0035] В различных вариантах реализации модификация (такая как модификация только поверхности) посредством технологии привитой полимеризации может обеспечивать сохранение формы NCC или частиц NCC. Например, форма может быть сохранена посредством выбора низкомолекулярного полимера, такого как полимер с молекулярной массой менее примерно 100000 дальтон.
[0036] В различных вариантах реализации химические модификации могут быть осуществлены с применением электрофилов, которые являются сайт-специфическими при взаимодействии с гидроксильными группами на поверхности NCC или частиц NCC. Например, такие электрофилы могут быть представлены общей формулой, такой как, например, RX, где «X» представляет собой уходящую группу, которая может включать галоген, тозилат, мезилат, алкоксид, гидроксид или т.п., и «R» может содержать алкильные, силановые, аминные, эфирные, сложноэфирные группы и т.п. В различных вариантах реализации функционализация поверхности такими электрофилами может быть осуществлена таким способом, который не приводит к уменьшению размера или прочности NCC или частиц NCC.
[0037] В некоторых вариантах реализации поверхность NCC или частиц NCC может иметь поверхностную функционализацию от примерно 5 до примерно 90 процентов, или от примерно 25 до примерно 75 процентов, или пот примерно 40 до примерно 60 процентов. В некоторых вариантах реализации от примерно 5 до примерно 90 процентов гидроксильных групп на поверхности NCC или частиц NCC могут быть химически модифицированы, или от примерно 25 до примерно 75 процентов, или от примерно 40 до примерно 60 процентов.
[0038] Для оценки процента функционализации поверхности может быть использована инфракрасная спектроскопия с преобразованием Фурье (ИК-ФП), спектроскопия Рамана и другие известные методы, например, посредством изучения типов колебаний и функциональных групп, присутствующих на NCC или частицах NCC. Кроме того, может быть выполнен анализ локального химического состава целлюлозы, NCC или частиц NCC с помощью энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии (EDS). Общий химический состав может быть определен с помощью элементного анализа (EA). Для определения поверхностного заряда и плотности могут быть использованы измерения дзета-потенциала. Для понимания изменений теплоемкости и термической стабильности может быть использован термогравиметрический анализ (ТГА) и дифференциальная сканирующая калориметрия (ДСК).
[0039] Микрофибриллированная целлюлоза (MFC), или нанофибриллы, или нанофибриллированная целлюлоза (NFC), или кристаллические нанофибриллы (CNF) представляют собой форму наноцеллюлозы, полученной из древесных продуктов, сахарной свеклы, сельскохозяйственных сырьевых материалов или отходов. В MFC отдельные микрофибриллы не до конца или полностью отделены друг от друга. Например, микрофибриллированный целлюлозный материал имеет средний диаметр от примерно 5 нм до примерно 500 нм, или от примерно 5 нм до примерно 250 нм, или от примерно 10 нм до примерно 100 нм. В некоторых вариантах реализации микрофибриллированный целлюлозный материал может иметь средний диаметр от примерно 10 нм до примерно 60 нм. Кроме того, длина MFC может составлять до 1 мкм, или от примерно 500 нм до примерно 1 мкм, или от примерно 750 нм до примерно 1 мкм. Отношение длины (L) к диаметру (d) MFC может составлять от примерно 50 до примерно 150, или от примерно 75 до примерно 150, или от примерно 100 до примерно 150.
[0040] Одним из способов получения MFC является расслаивание древесной пульпы под действием механического давления до и/или после химической или ферментативной обработки. Дополнительные способы включают измельчение, гомогенизацию, интенсификацию, гидролиз/электропрядение и воздействие ионных жидкостей. Механическая обработка целлюлозных волокон является очень энергоемкой, и это является главным препятствием для коммерческой эффективности. Дополнительные примеры способов производства MFC описаны в WO 2007/091942, WO 2011/051882, в патенте США № 7381294 и в публикации заявки на патент США № 2011/0036522, полное содержание которых включено в настоящий документ посредством ссылки.
[0041] MFC может иметь такой же диаметр, как частица NCC, но MFC является более гибкой, поскольку частицы NCC имеют очень высокое содержание кристаллического вещества (что ограничивает гибкость). Например, в отличие от высокого содержания кристаллического вещества в частицах NCC, которое может быть равномерно распределено или может быть постоянным во всей частице NCC, MFC содержат отдельные аморфные области, например, аморфные области, чередующиеся с кристаллическими областями, или аморфные области, в которые вкраплены кристаллические области. Кроме того, MFC характеризуются незначительной упорядоченностью на нанометровом уровне, тогда как NCC и/или частицы NCC являются в высокой степени упорядоченными. Кроме того, кристалличность MFC может приближаться к 50%, тогда как кристалличность NCC выше и зависит от способа получения.
[0042] Бактериальная наноцеллюлоза (BC) представляет собой материал, получаемый бактериальным синтезом, например, из низкомолекулярного сахара и спирта. Диаметр такой наноцеллюлозы обычно составляет от примерно 20 до 100 нм. Характеристики бактерий, вырабатывающих целлюлозу, и условия для встряхиваемой культуры описаны в патенте США № 4863565, полное описание которого включено в настоящий документ посредством ссылки. Частицы BC представляют собой микрофибриллы, секретируемые различными бактериями, которые выделяют из организмов бактерий и питательной среды. Полученные микрофибриллы имеют несколько микрон в длину и большое аспектное отношение (более 50) с морфологией, зависящей от конкретных бактерий и условий выращивания.
[0043] Наноцеллюлоза может присутствовать в обрабатывающей текучей среде в количестве от примерно 0,1 мас. % до примерно 5 мас. %, или от 0,1 мас. % до примерно 3 мас. %, или от примерно 0,5 мас. % до примерно 2 мас. %.
СТЕРЖНЕВИДНЫЕ НАНОЧАСТИЦЫ
[0044] В данном контексте термин «наночастица» или «вещество в форме наночастиц» означает частицу, имеющую по меньшей мере один размер менее чем примерно 1 мкм. Примером наночастицы является, в целом, сферическая частица с диаметром менее 1 мкм. Другим примером наночастицы является стержневидная продолговатая структура, имеющая диаметр от 1 до 10 нм, но длину более 1 мкм, поскольку по меньшей мере один размер меньше, чем 1 мкм.
[0045] Диспергируемые в воде наночастицы могут представлять собой продолговатые стержневидные структуры. В одном примере средняя длина такого стержня составляет более 1 мкм, но средний диаметр составляет порядка примерно 200 нм. В другом примере продолговатая стержневидная структура имеет субмикронную длину и средний диаметр менее примерно 100 нм. В другом примере продолговатая стержневидная структура имеет среднюю длину примерно 700 нм и средний диаметр примерно 85 нм.
[0046] В различных вариантах реализации металлические наночастицы состоят из (i) одного или более металлов или (ii) одного или более металлических композитов. Подходящие металлы могут включать, например, Al, Ag, Au, Pt, Pd, Cu, Co, Cr, In и Ni, в частности, переходные металлы, например, Ag, Au, Pt, Pd, Cu, Cr, Ni, а также их смеси. В качестве подходящего металла может быть использовано серебро. Подходящие металлические композиты могут включать Au-Ag, Ag-Cu, Ag-Ni, Au-Cu, Au-Ni, Au-Ag-Cu и Au-Ag-Pd. Металлические композиты также могут содержать неметаллы, такие как, например, Si, C и Ge. Различные компоненты металлического композита могут присутствовать в количестве, например, от примерно 0,01% до примерно 99,9% по массе или от примерно 10% до примерно 90% по массе.
ГАЛЛУАЗИТ
[0047] Как описано ранее, диспергируемая в воде наночастица может состоять из галлуазита, например, галлуазитовой нанотрубки. Галлуазит (Al2Si2O5(OH)4) представляет собой глинистый материал, который может быть добыт из месторождений в виде сырьевого минерала. Галлуазит является алюмосиликатом, который химически подобен каолину, демонстрирующему несколько морфологий.
[0048] Одна преобладающая форма галлуазита представляет собой полую трубчатую структуру субмикронного размера. Размер известных галлуазитовых трубок может варьироваться в зависимости от месторождения. Известные размеры включают трубки, имеющие длину, например, от примерно 500 нм до примерно 1000 нм и внутренний диаметр от примерно 15 нм до примерно 100 нм, хотя возможны размеры за пределами указанных диапазонов. Смежные слои оксида алюминия и диоксида кремния, а также молекулы гидратной воды нарушают порядок, в результате чего галлуазитовые трубки изгибаются и скручиваются, образуя многослойные трубки. Такие нанотрубки демонстрируют морфологию естественного расслаивания. Таким образом, для диспергирования указанного материала не нужны химические средства.
[0049] В композициях согласно настоящему описанию могут быть использованы любые подходящие галлуазитовые нанотрубки. Примеры включают галлуазитовые нанотрубки, имеющие среднее аспектное отношение по меньшей мере примерно 5, например, аспектное отношение от примерно 10 до примерно 100 или от примерно 20 до примерно 50. Иллюстративные нанотрубки имеют диаметр менее примерно 200 нм, например, диаметр от примерно 10 нм до примерно 100 нм или от примерно 15 нм до примерно 75 нм.
[0050] Для каждого аспекта наноцеллюлоза может содержать нанокристаллическую целлюлозу, микрофибриллированную целлюлозу или бактериальную целлюлозу, или их комбинации.
[0051] Для каждого аспекта стержневидные наночастицы могут содержать один или более металлов, или один или более металлических композитов, или их комбинации.
[0052] Для каждого аспекта диспергируемые в воде наночастицы могут иметь длину от примерно 50 нм до 50 мкм и диаметр от примерно 2 нм до 500 нм.
[0053] Для каждого аспекта диспергируемые в воде наночастицы могут присутствовать в обрабатывающей текучей среде в концентрации от примерно 0,1 мас. % до 5,0 мас. %.
[0054] Для каждого аспекта один или более проницаемых пластов имеют давление гидроразрыва, и обрабатывающую текучую среду вводят под давлением, которое меньше давления гидроразрыва.
[0055] Специалистам в данной области техники понятно, что для каждого аспекта, в зависимости от конкретной скважины, термины «более высокая проницаемость» и «более низкая проницаемость» являются относительными и могут подразумевать широкий диапазон. Специалистам в данной области техники понятно, что для заявленных способов обработки обрабатывающие текучие среды будут проходить по пути наименьшего сопротивления и поступать в области более высокой проницаемости пласта.
[0056] Специалистам в данной области техники понятно, что для каждого аспекта активность обрабатывающих текучих сред может быть ограничена так называемой «призабойной зоной» скважины. Такое предположение основано на том ограничении, что обрабатывающую текучую среду вводят под давлением, которое меньше давления гидроразрыва. Специалистам в данной области техники, что призабойная зона скважины занимает пространство, простирающееся в радиальном направлении примерно на 10 м (33 фута) от ствола скважины.
[0057] Специалистам в данной области техники понятно, что для каждого аспекта обрабатывающие текучие среды могут быть введены в подземную скважину такими же способами, которые известны в данной области техники для борьбы с водопритоками. Обрабатывающие текучие среды могут быть закачаны в скважину или более точно введены посредством установки колонны труб, такой как гибкие НКТ. Кроме того, в стволе скважины могут быть установлены пакеры, которые изолируют проницаемые области, подлежащие обработке. Колонна труб, например, гибкие НКТ, может быть вставлена между пакерами, а обрабатывающая текучая среда может быть точнее введена в проницаемые области. Более подробная информация относительно указанных технологий размещения представлена в следующей публикации. Hardy M and Lockhart T: "Water Control" в издании Economides MJ, Watters LT and Dunn-Norman S: Petroleum Well Construction, John Wiley & Sons, Chichester (1998) 571-591.
[0058] Для каждого аспекта обрабатывающая текучая среда может быть вспенена с помощью воздуха или азота для обеспечения дополнительной селективности в отношении проницаемых интервалов, в которые может входить обрабатывающая текучая среда.
[0059] Представленное выше описание дополнительно иллюстрировано со ссылкой на следующие примеры, которые представлены только с иллюстративными целями и никоим образом не предназначены для ограничения объема настоящего описания.
ПРИМЕРЫ
[0060] В следующих примерах проводили лабораторные эксперименты, в ходе которых обрабатывающие текучие среды, содержащие множество нанокристаллических частиц, закачивали в керн из песчаника. Керны из песчаника (длиной 4,72 см и диаметром 2,54 см, или длиной 12 дюймов и диаметром 1 дюйм) устанавливали в кернодержатель Хасслера. Измерение первоначальной проницаемости проводили, продавливая 2 мас. % раствор KCl через керны со скоростью 5 мл/мин. и записывая разность давлений. Для расчета первоначальной проницаемости в мД использовали закон Дарси. Затем через керн прокачивали обрабатывающую текучую среду. Затем через керн прокачивали 2% KCl и записывали разность давлений при тех же исходных условиях. Разность между проницаемостью до обработки и проницаемостью после обработки указывает на способность обрабатывающей текучей среды сдерживать поток воды.
[0061] ПРИМЕР 1
[0062] Нанокристаллическую целлюлозу (NCC) с длиной примерно 100 нм и диаметром примерно 6 нм диспергировали в концентрации примерно 1 мас. % в солевом растворе (CaCl2/CaBr2). Плотность солевого раствора составляла 1460 кг/м3 (12,2 фунт/гал). Для измерения степени закупоривания проводили измерение проницаемости керна до и после ввода обрабатывающей текучей среды (3 объема пор). Испытание проводили при 121°C (250 °F). Первоначальную и конечную проницаемость керна измеряли по 2 мас. % раствору KCl. Первоначальная проницаемость керна (бентхаймерский песчаник) составляла 744 мД. После закачивания обрабатывающей текучей среды и выдерживания в течение 1 часа проницаемость керна снизилась до 11 мД.
[0063] ПРИМЕР 2
[0064] Выбирали менее проницаемый керн из верейского песчаника, имеющий такие же размеры, как описано в примере 1. Первоначальная проницаемость керна составляла 65 мД. В керн закачивали пять объемов пор раствора хлорида кальция с плотностью 1270 кг/м3 (10,6 фунт/гал), содержащего 1,5% NCC, при 110°C (230 °F). Конечная проницаемость керна составляла 8 мД, свидетельствуя о том, что указанные частицы могут проникать в мелкие поры и сдерживать дальнейшее движение жидкости.
[0065] ПРИМЕР 3
[0066] Керн из синтетического оксида алюминия Aloxite™ с проницаемостью 220 мД и пористостью 43% насыщали 2 мас. % водным раствором KCl. Испытание проводили при 129°C (265 °F). Затем в первом направлении вводили полиакриламидный гель со скоростью 2 мл/мин. Введение продолжали до достижения постоянной разности давлений 1,52 МПа (220 фунт/кв.дюйм). Затем во втором (противоположном) направлении в керн вводили полиакриламидный гель, содержащий 1 мас. % NCC, со скоростью 1 мл/мин. до достижения максимально обнаруживаемой прибором разности давлений 12,4 МПа (1800 фунт/кв.дюйм). Затем в первом направлении снова закачивали полиакриламидный гель без NCC. Разность давлений стабилизировалась при 5,30 МПа (770 фунт/кв.дюйм), что на 3,80 МПа (550 фунт/кв.дюйм) выше, чем первоначально измеренное значение, и это свидетельствует от наличии закупоривания в керне.
[0067] Хотя выше подробно описаны только некоторые приведенные в качестве примера варианты реализации изобретения, специалисты в данной области техники без труда поймут, что в приведенных в качестве примера вариантах реализации изобретения возможны многие модификации без существенного отступления от настоящего описания. Соответственно, все такие модификации предназначены для включения в объем настоящего описания, определенный следующей формулой изобретения.
Claims (26)
1. Способ обработки подземной скважины, имеющей один или более проницаемых пластов, включающий:
(i) получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, причем диспергируемые в воде наночастицы присутствуют в обрабатывающей текучей среде в концентрации от примерно 0,1 мас. % до 5,0 мас. %;
(ii) введение обрабатывающей текучей среды в подземный пласт, так что диспергируемые в воде наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры пласта и блокирующих дальнейшее протекание текучей среды в пласте.
2. Способ по п. 1, в котором диспергируемые в воде наночастицы содержат наноцеллюлозу, стержневидные наночастицы, нанотрубки или галлуазит или их комбинации.
3. Способ по п. 2, в котором наноцеллюлоза содержит нанокристаллическую целлюлозу, микрофибриллированную целлюлозу или бактериальную целлюлозу или их комбинации.
4. Способ по п. 2, в котором стержневидные наночастицы содержат один или более металлов или один или более металлических композитов или их комбинации.
5. Способ по п. 1, в котором диспергируемые в воде наночастицы имеют длину от примерно 50 нм до 500 мкм и диаметр от примерно 2 нм до 500 нм.
6. Способ по п. 1, в котором один или более проницаемых пластов имеют давление гидроразрыва и обрабатывающую текучую среду вводят под давлением, которое меньше давления гидроразрыва.
7. Способ регулирования притока воды из подземной скважины, имеющей ствол скважины и один или более проницаемых пластов, включающий:
(i) получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, причем диспергируемые в воде наночастицы присутствуют в обрабатывающей текучей среде в концентрации от примерно 0,1 мас. % до 5,0 мас. %;
(ii) введение обрабатывающей текучей среды в один или более проницаемых пластов, так что диспергируемые в воде наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры пласта и блокирующих протекание воды из одного или более проницаемых пластов в ствол скважины.
8. Способ по п. 7, в котором диспергируемые в воде наночастицы содержат наноцеллюлозу, стержневидные наночастицы, нанотрубки или галлуазит или их комбинации.
9. Способ по п. 8, в котором наноцеллюлоза содержит нанокристаллическую целлюлозу, микрофибриллированную целлюлозу или бактериальную целлюлозу или их комбинации.
10. Способ по п. 8, в котором стержневидные наночастицы содержат один или более металлов или один или более металлических композитов или их комбинации.
11. Способ по п. 7, в котором диспергируемые в воде наночастицы имеют длину от примерно 50 нм до 500 мкм и диаметр от примерно 2 нм до 500 нм.
12. Способ по п. 7, в котором один или более проницаемых пластов имеют давление гидроразрыва и обрабатывающую текучую среду вводят под давлением, которое меньше давления гидроразрыва.
13. Способ обеспечения повышенной нефтедобычи, включающий:
(i) получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, причем диспергируемые в воде наночастицы присутствуют в обрабатывающей текучей среде в концентрации от примерно 0,1 мас. % до 5,0 мас. %;
(ii) введение обрабатывающей текучей среды в нагнетательную скважину, имеющую ствол скважины и один или более пластов с различной проницаемостью, так что диспергируемые в воде наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры в более проницаемых областях одного или более проницаемых пластов, замедляя поток заводняющей текучей среды из ствола скважины в более проницаемые области одного или более проницаемых пластов;
(iii) закачивание заводняющей текучей среды в нагнетательную скважину, так что заводняющая текучая среда протекает в направлении одной или более эксплуатационных скважин, вытесняя нефть или газ или нефть и газ в одном или более проницаемых пластах; и
(iv) добычу нефти или газа или нефти и газа из одной или более эксплуатационных скважин.
14. Способ по п. 13, в котором диспергируемые в воде наночастицы содержат наноцеллюлозу, стержневидные наночастицы, нанотрубки или галлуазит или их комбинации.
15. Способ по п. 14, в котором наноцеллюлоза содержит нанокристаллическую целлюлозу, микрофибриллированную целлюлозу или бактериальную целлюлозу или их комбинации.
16. Способ по п. 14, в котором стержневидные наночастицы содержат один или более металлов или один или более металлических композитов или их комбинации.
17. Способ по п. 13, в котором диспергируемые в воде наночастицы имеют длину от примерно 50 нм до 500 мкм и диаметр от примерно 2 нм до 500 нм.
18. Способ по п. 13, в котором один или более проницаемых пластов имеют давление гидроразрыва и обрабатывающую текучую среду вводят под давлением, которое меньше давления гидроразрыва.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562164211P | 2015-05-20 | 2015-05-20 | |
US62/164,211 | 2015-05-20 | ||
PCT/US2016/033160 WO2016187361A1 (en) | 2015-05-20 | 2016-05-19 | Water control agent for oilfield application |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017144539A RU2017144539A (ru) | 2019-06-20 |
RU2017144539A3 RU2017144539A3 (ru) | 2019-06-20 |
RU2693105C2 true RU2693105C2 (ru) | 2019-07-01 |
Family
ID=57320571
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017144539A RU2693105C2 (ru) | 2015-05-20 | 2016-05-19 | Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10815414B2 (ru) |
RU (1) | RU2693105C2 (ru) |
SA (1) | SA517390356B1 (ru) |
WO (1) | WO2016187361A1 (ru) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016138005A1 (en) | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
CA3036529A1 (en) | 2016-09-12 | 2018-03-15 | Schlumberger Canada Limited | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
WO2018129136A1 (en) | 2017-01-04 | 2018-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extnded tunnels |
AU2017413976B2 (en) | 2017-05-11 | 2023-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanocelluloses and biogums for viscosity modification |
US11203901B2 (en) | 2017-07-10 | 2021-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Radial drilling link transmission and flex shaft protective cover |
WO2019014161A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | CONTROLLED PIPE RELEASE |
UA125829C2 (uk) * | 2017-09-26 | 2022-06-15 | Ніссан Кемікал Америка Корпорейшн | Використання газів і рідин для вилучення вуглеводнів, які містять наночастинки, для підвищення вилучення вуглеводнів |
US10131830B1 (en) * | 2017-10-03 | 2018-11-20 | Saudi Arabian Oil Company | Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives |
US11124699B2 (en) | 2017-11-17 | 2021-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self propping surfactant for well stimulation |
CN108485615B (zh) * | 2018-03-05 | 2019-03-01 | 中国石油大学(华东) | 淀粉纳米晶作为钻井液用流型调节剂的应用及钻井液 |
US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
CN110805408B (zh) * | 2019-05-31 | 2021-08-31 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种带封隔器管柱的注水井调剖工艺方法 |
CN111378423A (zh) * | 2020-03-17 | 2020-07-07 | 徐庆东 | 用于高含水低渗气藏的高含硫天然气井控水剂及其制备方法 |
CN112646560B (zh) * | 2020-12-24 | 2021-10-08 | 中国地质大学(北京) | 一种利用纤维素纳米晶体模拟石油采收的方法 |
US11499092B2 (en) | 2021-02-18 | 2022-11-15 | Saudi Arabian Oil Company | Coated nanosand as relative permeability modifier |
US11802232B2 (en) | 2021-03-10 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer-nanofiller hydrogels |
US11492539B1 (en) * | 2021-10-28 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid generation for filtercake removal in subterranean applications |
US11572761B1 (en) | 2021-12-14 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using colloidal silica |
US11708521B2 (en) | 2021-12-14 | 2023-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using polymer gels |
CN114350331B (zh) * | 2022-01-24 | 2023-01-31 | 西南石油大学 | 一种基于纳米二氧化硅强吸附抗盐封堵剂及水基钻井液 |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050016726A1 (en) * | 2003-05-22 | 2005-01-27 | Nguyen Philip D. | High strength particles and methods of their use in subterranean operations |
US20090286702A1 (en) * | 2008-05-19 | 2009-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Using Nanoparticles for Water Flow Control in Subterranean Formations |
WO2013085412A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment with high solids content fluids |
US20130274149A1 (en) * | 2012-04-13 | 2013-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and methods including nanocellulose |
US20130341010A1 (en) * | 2011-01-17 | 2013-12-26 | Enfrac Inc. | Method for Fracturing a Formation Using a Fracturing Fluid Mixture |
WO2014089214A2 (en) * | 2012-12-04 | 2014-06-12 | William Marsh Rice University | Carbonaceous nanoparticles as conductivity enhancement additives to water-in-oil emulsions, oil-in-water emulsions and oil-based wellbore fluids |
US20140291025A1 (en) * | 2008-06-18 | 2014-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Maintaining shale stability by pore plugging |
US20140374095A1 (en) * | 2013-06-21 | 2014-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Nanoparticle slurries and methods |
US20150072902A1 (en) * | 2012-04-13 | 2015-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and Methods Including Nanocellulose |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4004639A (en) | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
US4374702A (en) | 1979-12-26 | 1983-02-22 | International Telephone And Telegraph Corporation | Microfibrillated cellulose |
US4500546A (en) | 1980-10-31 | 1985-02-19 | International Telephone And Telegraph Corporation | Suspensions containing microfibrillated cellulose |
US4452721A (en) | 1980-10-31 | 1984-06-05 | International Telephone And Telegraph Corporation | Suspensions containing microfibrillated cellulose |
US4487634A (en) | 1980-10-31 | 1984-12-11 | International Telephone And Telegraph Corporation | Suspensions containing microfibrillated cellulose |
US4378381A (en) | 1980-10-31 | 1983-03-29 | International Telephone And Telegraph Corporation | Suspensions containing microfibrillated cellulose |
US4452722A (en) | 1980-10-31 | 1984-06-05 | International Telephone And Telegraph Corporation | Suspensions containing microfibrillated cellulose |
US4341807A (en) | 1980-10-31 | 1982-07-27 | International Telephone And Telegraph Corporation | Food products containing microfibrillated cellulose |
US4464287A (en) | 1980-10-31 | 1984-08-07 | International Telephone And Telegraph Corporation | Suspensions containing microfibrillated cellulose |
US4483743A (en) | 1981-10-22 | 1984-11-20 | International Telephone And Telegraph Corporation | Microfibrillated cellulose |
US4863565A (en) | 1985-10-18 | 1989-09-05 | Weyerhaeuser Company | Sheeted products formed from reticulated microbial cellulose |
US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
JP4305766B2 (ja) | 2002-07-18 | 2009-07-29 | 株式会社日本吸収体技術研究所 | 超微細セルロース繊維の製造方法 |
US20040031611A1 (en) | 2002-08-15 | 2004-02-19 | Tianping Huang | Compositions and methods for water shut-off in subterranean wells |
US8546558B2 (en) | 2006-02-08 | 2013-10-01 | Stfi-Packforsk Ab | Method for the manufacture of microfibrillated cellulose |
SE0800807L (sv) | 2008-04-10 | 2009-10-11 | Stfi Packforsk Ab | Nytt förfarande |
BR112012009802A2 (pt) | 2009-10-26 | 2016-11-22 | Stora Enso Oyj | processo para a produção de celulose microfibrilada e celulose microfibrilada produzida de acordo com o processo |
FI20100022A (fi) | 2010-01-25 | 2011-07-26 | Upm Kymmene Corp | Aine ja koostumus öljykenttäsovelluksiin |
US8822386B2 (en) * | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
FI122776B (fi) | 2010-11-30 | 2012-06-29 | Upm Kymmene Corp | Menetelmä ja järjestelmä nanoselluloosan valmistamiseksi sekä nanoselluloosa |
FI20115435A (fi) | 2011-05-06 | 2012-11-07 | Upm Kymmene Corp | Hydrofobinen päällyste ja menetelmä hydrofobisen päällysteen aikaansaamiseksi |
US20120285691A1 (en) | 2011-05-09 | 2012-11-15 | Oil Chem Technologies Inc | Permeability modification and water shut off composition and process |
KR20130068318A (ko) | 2011-12-15 | 2013-06-26 | 삼성전자주식회사 | 휴대단말기의 기능실행 장치 및 방법 |
US9133384B2 (en) | 2012-01-31 | 2015-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cellulose nanowhiskers in well services |
US20130317135A1 (en) | 2012-05-25 | 2013-11-28 | Servicios Especiales San Antonio S.A. | Water shut-off system for production and/or injection wells |
WO2014049208A1 (en) | 2012-09-25 | 2014-04-03 | Greenbutton Oy | Hydrophobic material and method of producing the same |
US20140096964A1 (en) * | 2012-10-10 | 2014-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Nanoparticle modified fluids and methods of manufacture thereof |
WO2015030801A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chelating agent-based self-diverting acidizing fluids and methods relating thereto |
US10550314B2 (en) * | 2015-08-04 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature fracturing fluids with nanoparticles |
-
2016
- 2016-05-19 RU RU2017144539A patent/RU2693105C2/ru active
- 2016-05-19 US US15/575,397 patent/US10815414B2/en active Active
- 2016-05-19 WO PCT/US2016/033160 patent/WO2016187361A1/en active Application Filing
-
2017
- 2017-11-18 SA SA517390356A patent/SA517390356B1/ar unknown
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050016726A1 (en) * | 2003-05-22 | 2005-01-27 | Nguyen Philip D. | High strength particles and methods of their use in subterranean operations |
US20090286702A1 (en) * | 2008-05-19 | 2009-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Using Nanoparticles for Water Flow Control in Subterranean Formations |
US20140291025A1 (en) * | 2008-06-18 | 2014-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Maintaining shale stability by pore plugging |
US20130341010A1 (en) * | 2011-01-17 | 2013-12-26 | Enfrac Inc. | Method for Fracturing a Formation Using a Fracturing Fluid Mixture |
WO2013085412A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment with high solids content fluids |
US20130274149A1 (en) * | 2012-04-13 | 2013-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and methods including nanocellulose |
WO2013154926A1 (en) * | 2012-04-13 | 2013-10-17 | Schlumberger Canada Limited | Fluids and methods including nanocellulose |
US20150072902A1 (en) * | 2012-04-13 | 2015-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and Methods Including Nanocellulose |
WO2014089214A2 (en) * | 2012-12-04 | 2014-06-12 | William Marsh Rice University | Carbonaceous nanoparticles as conductivity enhancement additives to water-in-oil emulsions, oil-in-water emulsions and oil-based wellbore fluids |
US20140374095A1 (en) * | 2013-06-21 | 2014-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Nanoparticle slurries and methods |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10815414B2 (en) | 2020-10-27 |
WO2016187361A1 (en) | 2016-11-24 |
US20180163122A1 (en) | 2018-06-14 |
SA517390356B1 (ar) | 2021-08-30 |
RU2017144539A (ru) | 2019-06-20 |
RU2017144539A3 (ru) | 2019-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2693105C2 (ru) | Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях | |
Peng et al. | Applications of nanotechnology in oil and gas industry: Progress and perspective | |
US11434417B2 (en) | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications | |
US9957432B2 (en) | Wellbore fluid additives of fibrillated fibers and methods of use | |
AU2014384679B2 (en) | Protein-based fibrous bridging material and process and system for treating a wellbore | |
EP2809742B1 (en) | Cellulose nanowhiskers in well services | |
DK2528985T3 (en) | NANOFIBRILLARY CELLULOSE FOR OIL FIELD APPLICATIONS | |
AU2016413727B2 (en) | Treatment fluids comprising recycled drilling cuttings and methods of use | |
Ismail | Improve performance of water-based drilling fluids | |
Ghasemi et al. | Investigating created properties of nanoparticles based drilling mud | |
WO2015020688A1 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with cmhec in brine | |
Aljawad et al. | Application of nanoparticles in stimulation: a review | |
NO20180480A1 (en) | Hydrophobically-treated particulates for improved fluid rheology | |
US11118106B2 (en) | Rheology control of nanocellulose treatment fluids | |
US20230078038A1 (en) | Rheology Modifiers For High Fluid-Loss Squeeze Lost Circulation Materials | |
Alkalbani et al. | A comprehensive review of nanotechnology applications in oil and gas well drilling operations | |
WO2017074306A1 (en) | Salt-free invert emulsions for use in subterranean formation operations |