КОМПОЗИЦИИ И СПОСОБЫ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ С ВОДНЫМ БАРЬЕРОМ

1. Способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей воду, причем способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией, включающей растворитель и неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
; и
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
;
; или
;
f
где R представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
1
2
R, R и R каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
2
2
EO представляет собой -CHCHO-;
3
2
2
2
каждый PO независимо представляет собой -CH(CH)CHO- или -CHCH(CH)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55; и
где растворитель, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации, несущей углеводород, где водой является нереликтовая вода, или где формация, несущая углеводород, включает водоносную скважину.
2. Способ по п.1, где нереликтовой водой является, по меньшей мере, одно из проточной воды, подвижной воды, неподвижной воды, воды с поперечным потоком, воды из жидкостей скважины, воды в бетоне, воды из прилежащих перфорированных формаций или остаточной воды.
3. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент.
4. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из залежи сухого газа, залежи влажного газа, залежи отходящего конденсата газа, залежи газа в плотных породах, залежи газа из угольных пластов или залежи хранения.
5. Способ по п.1, где способ снижает поток, не подчиняющийся закону Дарси.
6. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из глинистая порода, конгломерат, диатомит, песок или песчаник.
7. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает формацию, поврежденную водой.
8. Способ по п.1, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 50000 грамм/моль.
9. Способ по п.1, где кластической формацией, несущей углеводород, является формация газа в плотных породах.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, где кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент.
11. Способ по любому из пп.1-9, где растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, и где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода.
12. Способ по п.11, где полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, является одним из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля.
13. Способ по любому из пп.1-9, где растворитель включает дополнительно, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, независимо имеющие от 1 до 4 атомов углерода.
14. Способ по любому из пп.1-9, где растворитель включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола.
15. Способ по любому из пп.1-9, где кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну первую газопроницаемость перед приведением в соприкосновение формации с композицией и, по меньшей мере, одну вторую газопроницаемость после приведения в соприкосновение формации с композицией, и где вторая газопроницаемость, по меньшей мере, на 5% больше первой газопроницаемости.
16. Способ по п.15, где первой газопроницаемостью и второй газопроницаемостью является относительная проницаемость по газу.
17. Способ восстановления, по меньшей мере, с частичным водным барьером формации, несущей углеводород, обработанной первым модификатором смачиваемости, где первый модификатор смачиваемое включает неионный фторированный полимер, включающий:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
; и
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
;
; или
;
f
где R представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
1
2
R, R и R каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
2
2
EO представляет собой -CHCHO-;
3
2
2
3
каждый PO независимо представляет собой -CH(CH)CHO- или -CHCH(CH)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55;
способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение формацию, несущую углеводород, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации.
18. Способ по п.17, дополнительно включающий:
повторную обработку кластической формации, несущей углеводород, композицией, включающей растворитель и второй модификатор смачиваемости, где второй модификатор смачиваемости включает неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, включающее:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
; и
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
;
; или
;
f
где R представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
1
2
R, R и R каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
2
2
EO представляет собой -CHCHO-;
3
2
2
3
каждый PO независимо представляет собой -CH(CH)CHO- или -CHCH(CH)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55.
19. Способ по пп.17 или 18, дополнительно включающий получение информации характеристик из кластической формации, несущей углеводород, после приведения в соприкосновение кластической формации, несущей углеводород, с текучей средой, где информацию характеристик применяют для определения, нужно ли повторно обрабатывать кластическую формацию, несущую углеводород, вторым модификатором смачиваемости.
20. Способ по п.1, где кластическая формация, несущая углеводород, не является свободнотекучей, способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией в достаточном количестве для обуславливания формации стать свободнотекучей.
21. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, имеющая нереликтовую воду, включает скважину, которая остановлена, где перед остановкой скважина имеет первую скорость выработки и после остановки скважина имеет вторую скорость выработки, где вторая скорость выработки меньше первой скорости выработки, способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией в достаточном количестве для обеспечения скважины третьей скоростью выработки, где третья скорость выработки больше второй скорости выработки.
22. Способ по п.21, где третья скорость выработки составляет, по меньшей мере, 75% первой скорости выработки.
23. Способ по п.21 или 22, где третья скорость выработки составляет, по меньшей мере, 100% первой скорости выработки.