СФОРМОВАННЫЕ ПРЕССОВАННЫЕ ГРАНУЛЫ ДЛЯ МЕДЛЕННОГО ВЫПУСКА В СКВАЖИНУ СКВАЖИННЫХ ОБРАБАТЫВАЮЩИХ АГЕНТОВ И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
MOLDED PRESSED GRANULES FOR SLOW RELEASE OF BOREHOLE TREATMENT AGENTS INTO WELL AND METHODS OF THEIR APPLICATION

Область техники
[0001] Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Сформованные прессованные гранулы сформированы из композита, состоящего из скважинного обрабатывающего агента, адсорбированного на кальцинированном пористом оксиде металла или в поровых пространствах пористого оксида металла.
Уровень техники
[0002] Флюиды, добываемые из скважины, обычно содержат сложную смесь компонентов, включая алифатические углеводороды, ароматические соединения, гетероатомные молекулы, анионные и катионные соли, кислоты, пески, ил и глины. Природа этих флюидов, в комбинации с тяжелыми условиями в отношении тепла, давления и турбулентности, воздействию которых они часто подвергаются, являются факторами, способствующими формированию и отложению нежелательных загрязнений, таких как солевые отложения, соли, парафины, коррозия, бактерии и асфальтены в скважинах для добычи нефти и газа.
[0003] Такие нежелательные загрязнители обычно ограничивают движение флюидов в транспортных трубопроводах и впоследствии способны закупоривать пути потока флюидов (включая пути потока в коллекторе). Например, обычные минеральные отложения, такие как карбонат кальция, сульфат кальция или сульфат бария часто осаждаются из произведенной воды и блокируют пути потока в транспортных трубах. Образование и осаждение таких нежелательных загрязнителей снижает производительность скважины и, в некоторых случаях, полностью блокирует трубы.
[0004] Обработки для удаления осадков и ингибирования образования нежелательных отложений включают использование различных механических профилактических методов, таких как механические скребки или скважинные расширители, и химических обрабатывающих агентов, таких как ингибиторы, кислоты и преобразователи. Хотя механические инструменты эффективны в случаях, когда труба развернута примерно на 180° к точке входа (поскольку гравитация способствует продвижению обрабатывающего устройства внутрь скважины), их эффективность ограничена в случаях, когда труба, подлежащая обработке, отклонена, как в горизонтальной скважине или при S-образной конфигурации. Гибкость механических инструментов затрудняет их проталкивание на большие расстояния после крутого отклонения или многих отклонений. Химическая профилактика или корректирующие методы могут быть эффективными в случаях, когда обрабатывающее вещество может надежно доставляться к заданному месту, причем в количестве, достаточном для устранения проблем.
[0005] Химические обрабатывающие агента могут доставляться к нежелательным отложениям методом «скважинного нагнетания», в соответствии с которым порцию скважинной обрабатывающей композиции закачивают в затрубное пространство скважины с помощью предварительной промывки струей, нагнетания, и после обработки промывкой до того, как скважина может быть возвращена к нормальному функционированию. В горизонтальных скважинах с большой площадью перфорированного интервала, для осуществления этого способа требуются большие объемы обрабатывающего и промывочного флюида. Обычно, когда исчерпывается химический материал, требуются дальнейшие обработки, для которых опять необходимо вводить в скважину большие объемы флюидов для промывки струей и обработки. В горизонтальных скважинах такие способы обработки обычно неэффективны, поскольку трудно обеспечить доставку обрабатывающего вещества ко всей намеченной поверхности. Далее, для промывок и химических добавок часто требуются большие насосы и расходные емкости, которые могут существенно увеличивать затраты на такие операции.
[0006] Кроме того, часто используются твердые химические добавки в виде суспензии.Этот тип обработки эффективен в вертикальных скважинах, но требует промывки струей для содействия доставки обрабатывающего агента ко дну скважины. В наклонной скважине, такой как горизонтальная, или в скважине со многими отклонениями, такими как S-образное заканчивание, важно, чтобы масса суспензии была не слишком большой, чтобы струя могла пройти через изгиб. Если плотность суспензии слишком высока, то суспензия просто оседает за изгибом.
[0007] Для содействия доставке химического обрабатывающего вещества, в скважине часто устанавливают отрезки капиллярных трубок. Этот способ эффективен в аспекте целевого предназначения, но является дорогостоящим и требует специализированного оборудования для установки. Далее, капиллярные трубки могут быть непригодными для проведения на большие глубины в случаях большого угла отклонения, или когда трубы протягиваются далеко за пределы изгиба.
[0008] В случаях, когда твердые добавки были введены в скважину на этапе заканчивания, этот метод оказался эффективным способом доставки в новые скважины, только если существует возможность определять местонахождение химической добавки.
[0009] Следовательно, требуются альтернативные способы обработки, для введения
твердых скважинных обрабатывающих агентов в скважины для добычи нефти и/или газа и, особенно, в такие, где трубы отклонены или содержат многочисленные изгибы.
Сущность изобретения
[00010] В варианте реализации изобретения, раскрыта сформованная прессованная гранула. Гранула содержит связующее и скважинный обрабатывающий композит. Скважинный обрабатывающий композит содержит скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла. Пористость и проницаемость кальцинированного пористого оксида металла таковы, что скважинный обрабатывающий агент адсорбирован на поверхности кальцинированного пористого оксида металла или в поровых пространствах кальцинированного пористого оксида металла.
[00011] В другом варианте реализации изобретения, раскрыт способ ингибирования или управления скоростью выхода скважинного обрабатывающего агента в скважину путем введения в скважину сформованной прессованной гранулы. Гранула содержит связующее и скважинный обрабатывающий композит. Скважинный обрабатывающий композит содержит скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла. Пористость и проницаемость кальцинированного пористого оксида металла таковы, что скважинный обрабатывающий агент адсорбирован на поверхности кальцинированного пористого оксида металла или в поровых пространствах кальцинированного пористого оксида металла.
[00012] В другом варианте реализации изобретения, раскрыт способ ингибирования или управления скоростью выхода скважинного обрабатывающего агента в скважину путем введения в скважину сформованной прессованной гранулы композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла. Скважинный обрабатывающий агент адсорбирован на поверхности кальцинированного пористого оксида металла или в поровых пространствах кальцинированного пористого оксида металла.
2
2
3
3
3
3
[00013] Пористость и проницаемость кальцинированного пористого оксида металла таковы, что скважинный обрабатывающий агент адсорбирован на его поверхности или в его поровых пространствах. Площадь поверхности кальцинированного пористого оксида металла может составлять от около 1 м/г до около 10 м/г. Диаметр кальцинированного пористого оксида металла может составлять от около 0,1 до 3 мм. Поровый объем кальцинированного пористого оксида металла может находиться между от около до около 0,10 см/г. Объемная плотность может составлять от около 1,201 до около 2,403 г/см (от около 75 до около 150 фунт/фут). Удельная масса скважинного обрабатывающего композита может быть меньше или равна 3,75 г/см.
[00014] В другом варианте реализации изобретения, предложен способ ингибирования или управления скоростью выхода скважинного обрабатывающего агента в скважину. В этом варианте реализации изобретения, сформованные прессованные гранулы помещают в приемный резервуар. Сформованная прессованная гранула содержит связующее и композит скважинного обрабатывающего агента, адсорбированного на нерастворимом в воде адсорбенте или в поровых пространствах адсорбента. Приемный резервуар закрепляют на дне глубинного электропогружного насоса подвешиванием над дном электропогружного насоса. Затем глубинный электропогружной насос с прикрепленным приемным резервуаром опускают в скважину. Скважинный обрабатывающий агент непрерывно выпускается из нерастворимого в воде адсорбента.
[00015] В другом варианте реализации изобретения, предложен способ ингибирования или управления образованием нежелательных отложений в наклонной скважине. В этом варианте реализации изобретения, сформованные прессованные гранулы вводят в трубы внутри скважины. Сформованные прессованные гранулы содержат скважинный обрабатывающий композит. Скважинный обрабатывающий композит содержит скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла. Пористость и проницаемость кальцинированного пористого оксида металла таковы, что скважинный обрабатывающий агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в поровых пространствах пористого оксида металла. Затем сформованные прессованные гранулы протекают над препятствиями внутри труб и отклонений в скважине в намеченную область, где требуется убрать нежелательные отложения. Затем скважинный обрабатывающий агент непрерывно выпускается из сформованной прессованной гранулы в намеченную область.
[00016] Основное преимущество сформованных прессованных гранул, описанных в данном документе, заключается в том, что их введение в скважину обычно не требует никакого специализированного оборудования. Они особенно полезны при обработке добывающих скважин, в которых невозможно применение традиционных механических средств.
Краткое описание графических материалов
[00017] Для более полного понимания графических материалов, на которые имеются ссылки в подробном описании данного изобретения, представлено краткое описание каждой Фигуры, из которых:
[00018] На Фиг. 1A и Фиг. 1B показаны профили высвобождения ингибитора солевых отложений в высокопрочных композитах, содержащих пористые глиноземные адсорбенты от 0 до 2,500 поровых объемов и от 0 до 10000 поровых объемов, соответственно.
[00019] На Фиг. 2 показан профиль высвобождения ингибитора солевых отложений в высокопрочных композитах, содержащих пористый глиноземный адсорбент различного диаметра, от 0 до 2000 поровых объемов.
[00020] На Фиг. 3 показан профиль высвобождения ингибитора солевых отложений в высокопрочных композитах, содержащих пористый глиноземный адсорбент различного диаметра, с использованием песчаной пробки, использующей 50% частиц, как на Фиг. 2.
[00021] На Фиг. 4A и Фиг. 4B показаны профили высвобождения ингибитора солевых отложений в высокопрочных композитах, содержащих пористые глиноземные адсорбенты различных диаметров, от 0 до 4000 поровых объемов и от 0 до 10000 поровых объемов, соответственно.
[00022] На Фиг. 5 показан профиль высвобождения ингибитора для прессованной гранулы композита из ингибитора солевых отложений и адсорбента в матрице из поливинилового спирта [Брикет (C)] и в эпоксидной матрице [Брикет (D)].
[00023] На Фиг. 6 представлены результаты статических испытаний на разрушение сжатой гранулы композита из ингибитора солевых отложений и адсорбента в эпоксидной матрице [Брикет (A)] и фенольной матрице [Брикет (B)].
[00024] На Фиг. 7 показан профиль высвобождения ингибитора для прессованной гранулы композита из ингибитора солевых отложений и адсорбента в высокоплавком низкомолекулярном полиэтилене, где только один из брикетов покрыт эпоксидной смолой.
Подробное описание предпочтительных вариантов реализации изобретения
[00025] Характеристики и преимущества данного изобретения, и дополнительные особенности и преимущества будут легко поняты специалистами в данной области техники после прочтения приведенного ниже подробного описания типичных вариантов реализации данного изобретения и обращения к сопровождающим Фигурам. Следует понимать, что описание, приведенное в данном документе, и приложенные графические материалы представляют собой типичные варианты реализации и не предназначены для ограничения формулы данного патента, или любого патента или патентной заявки, испрашивающих приоритет в соответствии с данным документом. Наоборот, назначение состоит в охвате всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, входящих в сущность и объем формулы изобретения. В конкретные варианты реализации изобретения и подробности, описанные в данном документе, могут быть внесены многие изменения без выхода за пределы его сущности и объема.
[00026] В данном документе и в различных частях (и заголовках) этой патентной заявки принято, что термины «раскрытие», «данное раскрытие» и различные их вариации не предназначены для обозначения каждого возможного варианта реализации, охваченного этим раскрытием или любым конкретным пунктом(ами). Таким образом, объект каждого такого упоминания не должен рассматриваться как необходимый для каждого варианта реализации или как часть этого варианта или любого конкретного пункта(ов) формулы просто из-за такого упоминания.
[00027] Для ссылки на конкретные компоненты, в данном документе или в приложенной формуле используются определенные термины. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что разные лица могут упоминать компонент под различными названиями. Данный документ не предназначен для проведения различий между компонентами, которые различаются по названию, но не по функции. Кроме того, термины «включающий» и «содержащий» используются в данном документе и в приложенной формуле в неограничивающей форме, и, следовательно, их нужно интерпретировать как «включающий, но не ограниченный этим...» Далее, упоминание в данном документе и в приложенной формуле компонентов и аспектов в единственном числе не обязательно ограничивает данное раскрытие или приложенную формулу только одним таким компонентом или аспектом, а должно интерпретироваться как означающее, в общем случае, один или более, как может быть подходящим и желательным в каждом конкретном случае.
[00028] Композиты, определенные в данном документе, применяются в обработке газовых или нефтяных скважин для ингибирования образования нежелательных загрязнений, контроля над образованием нежелательных загрязнений или задержки выхода нежелательных загрязнений внутрь скважины. Например, композит можно применять при заканчивании или обслуживании при эксплуатации. Композиты по изобретению можно применять в скважине для удаления нежелательных загрязнений из или контроля над образованием нежелательных загрязнений на поверхности трубного оборудования внутри скважины.
[00029] В предпочтительном варианте реализации, скважинный обрабатывающий композит по изобретению эффективно ингибирует, контролирует, предотвращает, устраняет образование неорганических солевых отложений, осажденных в подземных пластах, например, в стволах скважин, нефтяных скважинах, газовых скважинах, водяных скважинах и геотермальных скважинах. Композиты по изобретению особенно эффективны при обработке отложений солей кальция, бария, магния и т. п., включая сульфат бария, сульфат кальция и карбонат кальция. Композиты могут иметь дополнительное применение в обработке других неорганических солевых отложений, таких как сульфид цинка, сульфид железа и т. д.
[00030] Скважинный обрабатывающий композит можно также применять для контроля и/или предотвращения нежелательного образования солей, парафинов, газогидратов, асфальтенов, так же как коррозии в пластах или на поверхности оборудования.
[00031] Сформованные прессованные гранулы, определенные в данном документе, можно охарактеризовать кальцинированной пористой подложкой, приготовленной из наноразмерного материала, на которую может быть адсорбирован по меньшей мере один скважинный обрабатывающий агент. Пористость и проницаемость кальцинированной пористой подложки могут быть такими, что скважинный обрабатывающий агент может адсорбироваться в поровых пространствах пористой подложки. Количество скважинного обрабатывающего агента в композите обычно составляет от около 1 до 50 % мас., предпочтительно от около 14 до около 40 % мас.
2
2
2
2
3
3
[00032] Площадь поверхности кальцинированной пористой подложки может составлять от около 1 м/г до около 10 м/г, предпочтительно находится в диапазоне от около 1,5 м/г до около 4 м/г, диаметр кальцинированной пористой подложки находится в диапазоне от около 0,1 до около 3 мм, предпочтительно в диапазоне от около 150 до около 1780 мкм, и поровый объем кальцинированной пористой подложки находится в диапазоне от около 0,01 до около 0,10 г/см. Обычно удельная масса скважинного обрабатывающего композита может быть меньше или равна 3,75 г/см.
[00033] Кальцинированная пористая подложка обычно имеет сферическую форму и нерастворима в скважинных флюидах в подземных условиях, таких как температура менее чем около 250 °C и давление менее чем около 80 МПа.
[00034] Пористая подложка может представлять собой оксид металла, такой как глинозем, оксид циркония и оксид титана. Обычно пористая подложка представляет собой глинозем.
[00035] Пористую подложку можно изготовить, сначала смешивая гидрозоль оксида металла (такой как гидрозоль оксида алюминия), содержащий гидрат оксида металла или активированного оксида металла (такого как активированный глинозем) и дополнительный компонент, выбранный из углерода (такого как углеродная сажа) или природного органического материала с высокой молекулярной массой (такого как древесная мука и крахмал), который нерастворим в водном растворе до температуры до включительно 50 °C, и углерода с раствором гидролизуемого основания, для формирования смеси. Затем смесь можно ввести в дисперсной форме в несмешивающуюся с водой жидкость с температурой от около 60 °С до 100 °C, в результате чего формируются частицы геля. Затем частицы геля можно подвергнуть старению в жидкости при этой температуре, и впоследствии в водном основании, таком как водный раствор аммиака. Затем состаренные частицы можно извлекать. Затем извлеченные частицы можно кальцинировать. В течение кальцинирования, дополнительный компонент удаляется.
3
3
[00036] Кальцинированные частицы имеют более низкую объемную плотность в случаях, когда дополнительный компонент присутствует в течение кальцинирования, чем в случаях, когда он отсутствует. Обычно объемная плотность скважинного обрабатывающего композита находится в диапазоне от около 1,201 до около 2,403 г/см (от около 75 до около 150 фунт/фут). Кроме того, выгорание дополнительного компонента в течение кальцинирования гидрозоля приводит к образованию пор в кальцинированном оксиде металла.
[00037] Гидрозоль оксида металла может необязательно содержать кремнийсодержащее вещество, которое в его нерастворимой форме соосаждается с частицами оксида металла. Кремнийсодержащее вещество содержит предпочтительно кремнезем низкой плотности, такой как получают гидролизом тетрахлорида кремния в водородно-кислородном пламени, известный под названием пирогенный кремнезем.
2
[00038] В варианте реализации изобретения, пористая подложка может быть приготовлена из концентрированного гидрозоля оксида металла со значением pH в диапазоне от около 3 до около 5, который, в свою очередь, приготовлен растворением металла в соляной кислоте и/или хлорида металла в водном растворе или растворением в воде гидроксихлорида металла, концентрация подбирается таким образом, чтобы количество оксида металла, получаемого из раствора, составляло от 15 до 35% мас., предпочтительно, от 20 до 30% мас. от массы кальцинированных частиц. Затем к гидрозолю добавляют гидрат оксида металла и/или активированный металл, предпочтительно со средним диаметром частиц максимум 10 мкм в таком количестве, чтобы содержание оксида металла составляло от 65 до 85% мас., предпочтительно от 70 до 80% мас. кальцинированных частиц. Необязательно, к гидрозолю может быть добавлен пирогенный кремнезем в таком количестве, чтобы содержание SiO в кальцинированных частицах составляло от 10 до 40% мас. Затем к смеси добавляют древесную муку от мягкой до средней твердости, причем древесную муку размалывают до частиц мелкого размера, так чтобы она присутствовала в количестве от 5 до 35% мас., предпочтительно от 10 до 25% мас. относительно массы кальцинированных частиц. Затем гидрозоль, содержащий древесную муку, можно смешать с концентрированным водным раствором гексаметилентетрамина и далее распылить или залить в колонну, заполненную минеральным маслом с температурой от 60 °C до 100 °C. Затем частицы геля оставляют при температуре осаждения на период времени от 4 до 16 часов; после этого частицы геля состаривают в течение от 2 до 8 часов в водном растворе аммиака, промывают водой, высушивают при температуре от 100 °C до 150 °C или, предпочтительно, при от около 120 °C до около 200 °C, подогревают до от 250 °C до 400 °C и кальцинируют при температуре от 600 °C до около 1000 °C.
[00039] В предпочтительном варианте реализации, когда металл-оксидный адсорбент представляет собой глиноземный адсорбент, адсорбент можно приготовить гидролизом алюминиевых алкоксидов для создания наноразмерного глинозема, который высушивают для удаления воды и затем вводят высушенный алюминий в дисперсной форме в масло при температуре от около 60 °С до 100 °C, тем самым формируя частицы геля. Затем частицы геля состаривают в жидкости, затем в водном растворе аммиака, восстанавливают и затем кальцинируют. Наноразмерный глинозем можно изготовить со средним диаметром в диапазоне от около 0,4 мм до около 1 мм.
[00040] Альтернативные способы изготовления адсорбента с пористой подложкой дополнительно раскрыты в патенте США № 4013587, который включен в данный документ посредством ссылки.
[00041] Адсорбция скважинного обрабатывающего агента на кальцинированной пористой подложке и в поровых пространствах подложки уменьшает (или исключает) количество скважинного обрабатывающего агента, которое должно находиться в растворе. Например, в случаях, когда скважинный обрабатывающий агент представляет собой ингибитор солевых отложений, количество ингибитора солевых отложений, выпускаемое из композита, равно количеству, которое требуется для предотвращения или по меньшей мере для значительного снижения степени формирования солевых отложений. В большинстве применений, количество скважинного обрабатывающего агента, выпускаемое из композита, должно составлять всего лишь 1 часть/млн. Следовательно, затраты на операцию значительно снижаются. В результате физического взаимодействия между скважинным обрабатывающим агентом и пористой подложкой, в водную или углеводородную среду может выпускаться только малое количество скважинного обрабатывающего агента.
[00042] Кроме того, такие сформованные прессованные гранулы можно применять в стимулировании скважины, путем введения в подземный пласт или в ствол скважины, проходящий через подземный пласт. Гранулы, определенные в данном документе, имеют достаточную прочность при высоких давлениях, чтобы их можно было использовать в качестве проппанта в операциях гидроразрыва, которые осуществляются при температурах выше 250° C и давлениях выше 80 МПа. При использовании в операциях гидроразрыва (и/или обработках для борьбы с поступлением песка), пористые частицы могут быть выбраны такими, которые проявляют сопротивление разрушению в условиях напряжения смыкания вплоть до 69000 кПа (до 10000 фунт/кв. дюйм), API RP 56 или API RP 60, обычно напряжения смыкания в диапазоне от около 1700 до около 55200 кПа (от около 250 до около 8000 фунт/кв. дюйм).
[00043] При использовании в нефтяных, газовых или геотермальных скважинах или в подземном пласте, через который проходит такая скважина, скважинный обрабатывающий агент может медленно выпускаться из пористой подложки и может медленно выпускаться в проппантную набивку. Таким образом, композит демонстрирует прочность обычного проппанта, при этом обеспечивает возможность медленного выпуска одного или более скважинных обрабатывающих агентов в пласт и/или ствол скважины. В некоторых случаях, скважинный обрабатывающий композит можно применять в качестве собственно проппанта.
[00044] В варианте реализации изобретения, сформованные прессованные гранулы могут представлять собой компонент жидкости для гидроразрыва или окисляющего флюида, такой как матрица окисляющего флюида. Гранулы могут иметь особое применение в жидкостях для заканчивания скважины, содержащих соляные растворы бромида цинка, бромида кальция, хлорида кальция и бромида натрия. Такие флюиды могут вводиться вниз в затрубное пространство скважины и, когда это необходимо, вымываться произведенной водой.
[00045] Гранулы можно применять в комбинации с обычным проппантом и частицами для борьбы с поступлением песка. Такие проппанты или частицы для борьбы с поступлением песка могут представлять собой зернистый материал, применяемый в операциях гидроразрыва или борьбы с поступлением песка, например, песок ((имеющий кажущуюся удельную массу (ASG), API RP 60, 2,65)) или боксит (имеющий ASG 3,55). Альтернативно, проппант или частицы для борьбы с поступлением песка могут быть “относительно легкими”, что определено как частицы, имеющие ASG (API RP 56) менее чем около 2,45, более предпочтительно меньше или равный 2,0, еще более предпочтительно, меньше или равный 1,75, наиболее предпочтительно, меньше или равный 1,25. Такие разные типы частиц могут быть выбраны, например, для получения смеси с различными удельными массами или плотностями относительно выбранного флюида-носителя. Например, можно выбрать смесь из трех различных частиц для использования в водной жидкости для обработки гидроразрывом для формирования смеси скважинных обрабатывающих частиц, имеющих три различных удельных массы, таких как ASG первого типа частиц от около 1 до менее чем около 1,5; ASG второго типа частиц от более чем около 1,5 до около 2,0; и ASG третьего типа частиц от около более чем около 2,0 до около 3,0; или, в одном конкретном варианте реализации изобретения, трех типов частиц, имеющих соответствующие удельные массы около 2,65, около 1,7 и около 1,2. В одном примере, по меньшей мере один из типов выбранных скважинных обрабатывающих частиц может быть выбран по существу нейтрально плавучим в выбранном носителе или обрабатывающем флюиде. В некоторых случаях, скважинная обрабатывающая композиция может содержать от около 1 до около 99% мас. обычного проппанта.
[00046] Гранулы особенно эффективны в операциях гидроразрыва, также как в флюидах для борьбы с поступлением песка, таких как вода, соляной раствор, жидкость с понизителем трения, такая как жидкость для гидроразрыва с понизителем трения в относительно низких концентрациях для получения частичных монослойных трещин, гелевые флюиды с низкой концентрацией полимера (линейного или сшитого), вспененные (газом) флюиды, жидкий газ, такой как жидкий диоксид углерода для обработки трещин с целью обеспечить более глубокое проникновение проппанта, обработки водочувствительных зон и обработки скважин для хранения газа.
[00047] При использовании в жидкостях для гидроразрыва, композит может быть введен в подземный пласт совместно с жидкостью для гидроразрыва при давлениях, достаточно высоких для разрыва пласта или увеличения трещин. Поскольку частицы могут выдерживать температуры более чем около 370°C и напряжения смыкания выше чем 55200 кПа (8000 фунт/кв. дюйм), их можно применять в качестве частиц проппанта. Альтернативно, композит можно применять совместно с обычным проппантом. Поскольку пористые частицы композита нерастворимы, композит может продолжать функционировать как проппант даже после того как из него полностью вышел скважинный обрабатывающий агент.
[00048] Флюиды, содержащие скважинные обрабатывающие композиты, могут использоваться для оптимизации геометрии трещин, получаемых гидроразрывом, и повышения продуктивности скважины. Например, флюиды можно использовать для достижения повышенной длины расклиненной части трещины в относительно плотных газовых пластах. Выбор различных зернистых материалов и их количеств для применения в таких смесях можно делать на основе одного или более соображений относительно обработки скважины, включая, но не ограничиваясь этим, цель(и) обработки скважины, такая как контроль над поступлением песка и/или создание расклиненных трещин, характеристики скважинного обрабатывающего флюида, такие как кажущаяся удельная масса и/или реология флюида-носителя, условия скважины и пласта, такие как глубина пласта, пористость/проницаемость пласта, напряжение смыкания пласта, тип оптимизации, желательной для геометрии помещенных под землю частиц, такой как оптимизированная длина расклиненной части трещины, оптимизированная высота набивки для контроля над поступлением песка, оптимизированная набивка в трещине и/или проводимость набивки для контроля над поступлением песка и их комбинации. Жидкость для гидроразрыва, подлежащая использованию с композитом, имеет высокую вязкость, чтобы она была способна переносить один или более проппантов. Она может содержать водные гели или углеводородные гели.
[00049] В другом варианте реализации изобретения, скважинный обрабатывающий композит можно применять для набивки фильтра для использования в скважинах с гравийной набивкой. Узел фильтра, известный на данном уровне техники, может быть помещен или иным образом размещен внутри ствола скважины так, чтобы по меньшей мере часть узла фильтра примыкала к подземному пласту. В этом варианте реализации изобретения, композит предпочтительно помещен максимально близко к точке равновесия, чтобы обеспечить непрерывный выпуск скважинного обрабатывающего агента через продуктивный поток. Затем суспензию, содержащую композит и флюид-носитель, можно ввести в ствол скважины и поместить в непосредственной близости к подземному пласту циркуляцией или другим подходящим способом, чтобы сформировать проницаемую для жидкости набивку в кольцевой зоне между наружной поверхностью фильтра и внутренней частью ствола скважины, которая способна снижать или в значительной мере предотвращать поступление частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины в течение добычи флюидов из пласта, в то же время, позволяя пластовым флюидам проходить из подземного пласта через фильтр в ствол скважины. Возможно, что суспензия может содержать весь композит или только его часть; остальная часть суспензии может представлять собой другой материал, такой как частицы обычной гравийной набивки.
[00050] Следовательно, сформованные гранулы можно применять в качестве превентивного средства, останавливая выделение и осаждение скважинного обрабатывающего агента до их начала. Такие альтернативы желательны, например, в случаях, когда требуется увеличить количество твердых частиц скважинного обрабатывающего агента, которые могут быть помещены в скважины с гравийной набивкой, когда количество проппанта или гравия, помещенного в скважину, находится на минимуме. Кроме того, скважинные обрабатывающие композиты в фильтрах с набивкой можно применять для повышения количества твердого субстрата, израсходованного на борьбу с поступлением песка. При использовании для борьбы с поступлением песка, экраны с набивкой из скважинного обрабатывающего композита могут снижать затраты на предотвращение развития небезопасных ситуаций для ликвидации последствий и последующего повышения эффективности эксплуатации. Тем не менее, предпочтительно, чтобы применяемый фильтр имел достаточный размер для снижения закупоривания в результате миграции пластовых мелочей.
[00051] В качестве альтернативы использованию экрана, композит можно применять в любом способе, в котором внутри ствола скважины сформирована набивка из зернистого материала, проницаемая для флюидов, добываемых из ствола скважины, таких как нефть, газ или вода, но по существу предотвращающая или снижающая производство материалов пласта, таких как пластовый песок, из пласта в ствол скважины. Такие способы могут использовать или не использовать фильтр с гравийной набивкой, могут предусматривать введение композит в ствол скважины под давлением ниже или выше давления гидроразрыва пласта, такого как гидроразрыв с применением проппанта, и/или могут использовать композит совместно со смолами, такими как смолы для консолидации пескопроявляющих пород, если это требуется.
[00052] Кроме того, сформованные прессованные гранулы, определенные в данном документе, могут быть сформированы из композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент адсорбированным на нерастворимом в воде адсорбенте. Композит может быть материалом, описанным в патентах США №№ 7491682 и 7493955, которые включены в данный документ посредством ссылки. Кроме того, прессованные гранулы могут содержать утяжелитель, для повышения удельной массы гранулы.
2
2
[00053] Нерастворимый в воде адсорбент может быть различных типов имеющихся в продаже материалов с высокой площадью поверхности, имеющих склонность к адсорбции нужного скважинного обрабатывающего агента. Обычно площадь поверхности адсорбента скважинного обрабатывающего композита находится в диапазоне от около 1 м/г до около 100 м/г.
[00054] Подходящие адсорбенты включают тонко измельченные минералы, волокна, измельченную скорлупу миндаля, измельченную скорлупу грецких орехов и измельченную скорлупу кокосовых орехов. Другие подходящие нерастворимые в воде адсорбенты включают активированный углерод и/или угли, частицы кремнезема, осажденный диоксид кремния, кремнезем (кварцевый песок), глинозем, кремнезем-глинозем, такой как силикагель, слюда, силикаты, например, ортосиликаты или метасиликаты, силикат кальция, песок (например, 20-40 меш), бокситы, каолин, тальк, диоксид циркония, бор и стекло, включая стеклянные микросферы или шарики, зольный унос, цеолиты, диатомит, измельченную скорлупу грецких орехов, фуллерову землю и органические синтетические нерастворимые в воде адсорбенты с высокой молекулярной массой. Особенно предпочтительными являются диатомит и измельченная скорлупа грецких орехов.
[00055] Кроме того, пригодны в качестве адсорбентов глины, такие как природные глины, предпочтительно такие, которые имеют относительно большую отрицательно заряженную поверхность и значительно меньшую поверхность, заряженную положительно. Другие примеры таких материалов с высокой площадью поверхности включают такие глины как бентонит, иллит, монтмориллонит и синтетические глины.
[00056] Массовое отношение скважинного обрабатывающего агента к нерастворимому в воде адсорбенту находится обычно в диапазоне от около 90:10 до около 10:90.
[00057] Когда промысловый флюид проходит через или циркулирует вокруг скважинных обрабатывающих композитов, скважинный обрабатывающий агент медленно десорбируется. При этом композиты характеризуются показателями время-высвобождение. Постепенная десорбция скважинных обрабатывающих агентов обеспечивает их доступность для добываемых флюидов в течение продолжительных периодов времени, которые обычно растягиваются на периоды до более года и даже до пяти лет. Таким образом, срок действия единственной обработки с помощью композита может составлять от 12 месяцев до более 5 лет.
[00058] Количество скважинного обрабатывающего агента в композите соответствует количеству, достаточному для осуществления нужного выхода в протекающий добываемый флюид в течение значительного периода времени. Обычно полученная концентрация скважинного обрабатывающего агента в стволе скважины составляет от около 1 до около 50 часть/млн. В некоторых случаях, количество скважинного обрабатывающего агента в добываемом из скважины флюиде может составлять всего лишь 0,1 часть/млн. Такие маленькие количества скважинных обрабатывающих агентов в добытом флюиде, выпущенные из композита, формирующего прессованные гранулы, могут быть эффективными до включительно 1000 поровых объемов.
[00059] При помещении в скважину, скважинный обрабатывающий агент медленно растворяется, в общем случае, с постоянной скоростью в течение продолжительного времени, в воде или углеводородах, которые содержатся в пласте и/или скважине. Следовательно, композит обеспечивает возможность непрерывной поставки скважинного обрабатывающего агента в намеченную область.
[00060] Скважинный обрабатывающий медленно выпускается из прессованной гранулы после введения в намеченную область в скважине. Намеченная область может представлять собой место в скважине, в котором отложения уже сформировались, или место в скважине, в котором нужно предотвратить образование отложений. Прессованные гранулы обеспечивают непрерывную поставку скважинного обрабатывающего агента в намеченную область.
[00061] Гранулы имеют особенно важное применение в зонах внутри скважины, которых обычные системы не могут достигать.
[00062] Применение сформованных гранул избавляет от необходимости использования затратных механических инструментов и производителей. Хотя сформованные прессованные гранулы можно применять для обработки любого типа скважин, которые нуждаются в химической обработке, они имеют особо важное применение в обработке добывающих скважин, в которых традиционные механические средства, такие как канаты или колонны гибких труб не могут достичь нужных мест. Например, сформованные гранулы можно вводить непосредственно в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, опуская их прямо в устье скважины, или их можно помещать в приемный резервуар и опускать в скважину.
[00063] При введении в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну внутри скважины, форма и удельная масса гранул вынуждает частицы проплывать над препятствиями и через изгибы, так что гранулы можно помещать в намеченную область, где требуется обработка, иле в непосредственной близости от нее. Непрерывный выход скважинного обрабатывающего агента с добываемым флюидом дополнительно защищает трубы и поверхность оборудования от нежелательных отложений, которые формируются в ином случае. Тем самым, улучшается добыча из скважины.
[00064] Аналогичное действие наблюдается в добывающих скважинах, в которых сформованные гранулы применяют просто для размещения производственных химикатов, особенно в горизонтальных скважинах, где капиллярное размещение невозможно из-за нижнего криволинейного участка горизонтальной части скважины, или, когда обработки под давлением невозможны; например, в скважинах, в которых не производилось стимулирование притока.
[00065] Сформованные гранулы можно опускать непосредственно в скважину из устья скважины. При введении в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну внутри нефтяной или газовой скважины, сформованные гранулы легко протекают над препятствиями и через изгибы скважины. Непрерывный выход скважинного обрабатывающего агента с добываемым флюидом защищает трубы и поверхность оборудования от нежелательных отложений, которые могут образовываться в трубах и на поверхности оборудования. Высокая удельная масса сформованных гранул дает им возможность под действием гравитации проходить внутрь и через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
[00066] Сформованные гранулы особенно полезны при введении внутрь горизонтальных или наклонных скважин, поскольку они легко проходят через препятствия в стволе скважины и протекают в нижние точки горизонтальной скважины или обходят препятствия в наклонной скважине.
[00067] Когда они имеют форму сфер, гранулы могут легко катиться над препятствиями внутри труб и через изгибы скважины для эффективного помещения скважинного обрабатывающего агента в непосредственной близости к намеченной области. Сферы особенно полезны при доставке скважинных обрабатывающих агентов в скважинах, имеющих отклонения в диапазоне от 45° до 89° или в скважинах с многочисленными отклонениями, такими как S-образные заканчивания.
[00068] При форме, похожей на шайбы, сформованные гранулы можно помещать в приемный резервуар и подвешивать в различных местах внутри скважины. Когда скважинный обрабатывающий агент в приемном резервуаре заканчивается, приемный резервуар можно вытащить на поверхность и перезагрузить дополнительными гранулами.
[00069] Формованные гранулы могут быть в форме сферы, цилиндра, стержня или в любой другой форме, которая обеспечивает возможность медленного высвобождения агента для обработки скважины в заданную область. В некоторых применениях формованные гранулы имеют цилиндрическую форму с длиной от около 0,5 дюйма до около 6 дюймов, предпочтительно от около 1 дюйма до около 2 дюймов, и с диаметром от около 0,25 дюйма до около 4 дюймов, предпочтительно от около 0,5 дюйма до около 1 дюйма.
1
3
1
2
4
2
[00070] В тех случаях, в которых формованная гранула подлежит непосредственному сбросу в ствол скважины из устья скважины, гранула предпочтительно является сферической и сформована в виде шарообразной сферы с диаметром от около / дюйма до около 3 дюймов, более предпочтительно от около / дюйма до около 2 / дюйма, наиболее предпочтительно около 1 3/4 дюйма. Такие сферы похожи на сферические шары.
[00071] Удельная плотность формованных гранул обычно составляет от около 1,1 до около 3. В предпочтительном варианте реализации удельная плотность сферы составляет от около 2 до около 2,5.
[00072] Такая удельная плотность особенно желательна, если формованные гранулы являются сферическими, а также при необходимости сброса гранулы непосредственно в устье скважины. При использовании в виде одного или более сферических шаров гранулы могут быть введены в скважину в положении выше главной задвижки в устье скважины. Затем может быт закрыта стопорная задвижка над сферическим шаром(-ами), а затем открыта главная задвижка. Силы гравитации будут тянуть шар(ы) в эксплуатационную колонну. Низкая удельная плотность обеспечивает возможность падения сферы (сфер) под действием гравитационных сил через эксплуатационную колонну. Затем сочетание гравитационных сил, удельной плотности шара(-ов), сферичности шара(-ов) и размера обеспечивает возможность падения шара(-ов), оседания или скатывания вниз по трубе и прохождения через препятствия в стволе скважины. При введении в горизонтальную скважину сферический шар(-ы) обычно попадает в самую нижнюю точку скважины. При введении в наклонную скважину сферические гранулы могут легко обходить препятствия, поскольку они могут быть продавлены силой тяжестью через наклонные части скважины, где могут быть недоступны традиционные механические средства, такие как кабельная проволока или гибкие НКТ. Формованные гранулы находят применение при использовании в процессе заканчивания скважины, имеющей несколько девиаций, например, скважин, имеющих «S-образную» конфигурацию.
[00073] Когда сферический шар(-ы) достигает заданной области, он может подвергаться медленному растворению, высвобождая остаток агента для обработки скважины в добываемые флюиды. Таким образом, медленное растворение шара(-ов) обеспечивает способ ингибирования и/или удаления нежелательных отложений в колонне.
[00074] При сбросе непосредственно в устье скважины зачастую необходимо использовать лишь один сферический шар. Обычно необходимо использовать не более десяти сферических шаров для обеспечения медленного высвобождения агента для обработки скважины. Медленное растворение сферических шаров обеспечивает возможность медленного растворения агента для обработки скважины.
[00075] Кроме того, формованные гранулы применимы в газовых скважинах, в которых давление в колонне составляет от около 7 до около 69000 кПа (от около 1 до около 10000 фунтов/кв. дюйм). Примерами таких скважин являются скважины по добыче сланцевого газа. Кроме того, сферические частицы применимы в трубных системах, не имеющих препятствий. Например, сферические гранулы применимы в таких скважинах, в которых уже невозможно свободное течение углеводородов, например, в скважинах на забойных погружных центробежных электронасосах (ESP).
[00076] В другом предпочтительном варианте реализации формованные гранулы могут быть просто опущены в скважину. Например, частицы могут быть помещены в емкость, такую как проволочная корзина, и подвешены у дна скважины различными способами, например, с помощью кабельной проволоки или посредством подвешивания на нижней части штангового насоса. Когда в указанных частицах заканчивается агент для обработки скважины, проволочная корзина может быть вытянута на поверхность и повторно загружена дополнительными частицами для дальнейшей обработки.
[00077] В другом варианте реализации гранула может быть помещена в емкость, и затем эту емкость прикрепляют к нижней части забойного погружного центробежного электронасоса, подвешивая емкость на нижней части забойного погружного центробежного электронасоса. Затем забойный погружной центробежный электронасос с прикрепленной емкостью может быть опущен в скважину.
[00078] Формованная прессованная гранула может быть использована при заканчивании или обслуживании скважин. Формованная прессованная гранула может быть использована в скважине для удаления нежелательных загрязнений или для контролирования образования нежелательных загрязнений на поверхности трубного оборудования в стволе скважины.
[00079] Агент для обработки скважины предпочтительно является жидким материалом. Если агент для обработки скважины является твердым, его можно растворить в подходящем растворителе с получением жидкости.
[00080] Агент для обработки скважины предпочтительно растворим в воде или растворим в алифатических и ароматических углеводородах. В предпочтительном варианте реализации агент для обработки скважины может быть по меньшей мере одним членом, выбранным из группы, состоящей из деэмульгирующих агентов («вода в масле» или «масло в воде»), ингибиторов коррозии, ингибиторов солевых отложений, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов образования гидратов газа, ингибиторов образования солей, диспергаторов асфальтенов, пенообразующих агентов, поглотителей кислорода, поглотителей сероводорода, водорастворимых индикаторов, маслорастворимых индикаторов, биоцидов и поверхностно-активных веществ, а также других агентов, для которых необходимо медленное высвобождение в эксплуатационную скважину.
[00081] При добыче жидкости агент для обработки скважины может десорбироваться в соответствующую солюбилизирующую жидкость. Например, если твердый агент для обработки скважины представляет собой ингибитор образования солевых отложений, коррозии, солей или биоцид, то агент для обработки может десорбироваться в добываемую воду. В отсутствие водяных потоков агент для обработки скважины может оставаться в неизменном состоянии на твердом адсорбенте. В другом примере твердые ингибиторы отложения парафинов или асфальтенов могут десорбироваться в углеводородную фазу добываемого флюида.
2
2
2
2
2
[00082] Формованные гранулы согласно данному изобретению могут быть использованы с жидкостями-носителями или с жидкостями для обработки приствольной зоны для облегчения внесения композита в заданное положение пласта. В этом отношении может быть использована любая жидкость-носитель, подходящая для переноса указанного композита. Композиции для обработки скважин, содержащие композит, могут быть загущенными или незагущенными. В одном варианте реализации композиты для обработки скважин, описанные в данном документе, могут быть введены или закачаны в скважину в виде нейтрально плавучих частиц, например, в жидкости-носителе, представляющей собой насыщенный раствор хлорида натрия, или в жидкости-носителе, которая представляет собой любой другой рассол для заканчивания или реконструкции скважины, известный в данной области техники. Подходящие жидкости-носители включают или могут быть использованы в комбинации с жидкостями, содержащими загущающие агенты, сшивающие агенты, агенты для разрушения гелей, поверхностно-активные вещества, пенообразующие агенты, деэмульгаторы, буферы, стабилизаторы глин, кислоты или их смеси. Формованные прессованные гранулы могут быть дополнительно и преимущественно использованы в жидкостях-носителях на основе сжиженного газа и вспененного газа, таких как системы на основе жидкого CO, CO/N и вспененного N в CO.
[00083] Жидкость-носитель может представлять собой рассол (такой как насыщенный раствор хлорида калия или раствор хлорида натрия), соленую воду, пресную воду, жидкий углеводород или газ, такой как азот или диоксид углерода. Количество композита, присутствующего в композиции для обработки скважины, обычно составляет от около 15 ч./млн. до около 100000 ч./млн. в зависимости от степени образования солевых отложений. Подходящие композиции включают жидкости для гидроразрыва, жидкости для заканчивания, композиции для кислотной обработки и т. д.
[00084] В особенно предпочтительном варианте реализации формованные прессованные гранулы используют в скважинах для ингибирования образования солевых отложений, контролирования образования солевых отложений или замедления высвобождения ингибиторов солевых отложений в скважине. Подходящие ингибиторы солевых отложений представляют собой агенты, которые являются эффективными для обработки отложений солей кальция, бария, магния и т. п., включая отложения из сульфата бария, сульфата кальция и карбоната кальция, а также неорганические соли, такие как сульфид цинка, сульфид железа и т. д.
[00085] Подходящие ингибиторы солевых отложений представляют собой анионные ингибиторы солевых отложений.
[00086] Иллюстративные ингибиторы солевых отложений являются сильными кислотными материалами, такими как фосфоновая кислота, фосфорная кислота или фосфористая кислота, сложные фосфатные эфиры, фосфонат/фосфоновые кислоты, различные аминополикарбоновые кислоты, хелатообразующие агенты и полимерные ингибиторы, а также их соли. Сюда входят органофосфонаты, органофосфаты и сложные фосфатные эфиры, а также их соответствующие кислоты и соли.
[00087] Ингибиторы солевых отложений типа фосфонат/фосфоновой кислоты зачастую предпочтительны благодаря их эффективности для регулирования отложения в относительно низких концентрациях. Эффективными ингибиторами солевых отложений являются также полимерные ингибиторы солевых отложений, такие как полиакриламиды, соли сополимера акриламидо-метилпропансульфоната/акриловой кислоты (AMPS/AA), соли сульфонированного сополимера (VS-Co), фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA) или натриевая соль терполимеров полималеиновой кислоты/акриловой кислоты/акриламидо-метилпропансульфоната (PMA/AMPS). Предпочтительны соли натрия.
[00088] Кроме того, применимы хелатообразующие агенты, особенно для рассолов, включая диэтилентриаминпентаметиленфосфоновую кислоту и этилендиаминтетрауксусную кислоту.
[00089] Кроме того, в качестве агентов для удаления солевых отложений предпочтительны неорганические и органические сильные кислоты, такие как хлористоводородная кислота, уксусная кислота и муравьиная кислота. Для удаления сульфатных отложений могут быть использованы щелочные агенты для удаления солевых отложений, включая гидроксид натрия, хелатообразующие агенты, такие как ЭДТК, глюкогептонат и мочевина.
[00090] Агент для обработки скважины дополнительно может быть любым из фруктанов или производных фруктана, таким как инулин и производные инулина, описанные в публикации патента США № 2009/0325825, включенной в данный документ посредством ссылки.
[00091] Примеры подходящих деэмульгирующих агентов включают, но не ограничиваются ими, конденсационные полимеры алкиленоксидов и гликолей, такие как конденсационные полимеры этиленоксида и пропиленоксида с дипропиленгликолем, а также триметилолпропаном; и алкил-замещенные фенолоформальдегидные смолы, бис-фенилдиэпоксиды, а также сложные эфиры и диэфиры таких дифункциональных продуктов. Особенно предпочтительны в качестве неионогенных деэмульгаторов оксиалкилированные фенолоформальдегидные смолы, оксиалкилированные амины и полиамины, диэпоксидированные оксиалкилированные простые полиэфиры и т. д. Подходящие деэмульгаторы «масло в воде» включают четвертичный политриэтаноламин-метилхлорид, кислый меламиновый коллоид, аминометилированный полиакриламид и т. д.
[00092] Ингибиторы парафинообразования, подходящие в качестве агента для обработки скважины, включают, но не ограничиваются ими, сополимеры этилен/винилацетата, акрилаты (такие как сложные полиакрилатные эфиры и сложные метакрилатные эфиры жирных спиртов), а также олефин/малеиновые сложные эфиры.
[00093] Иллюстративные ингибиторы коррозии, подходящие для практического осуществления данного изобретения, включают, но не ограничиваются ими, жирные имидазолины, алкилпиридины, четвертичные алкилпиридиновые соединения, четвертичные соединения жирных аминов и фосфатные соли жирных имидазолинов.
[00094] Химические агенты для обработки против образования гидратов газа или ингибиторы образования гидратов газа, которые подходят для практического осуществления данного изобретения, включают, но не ограничиваются ими, полимеры и гомополимеры, а также сополимеры винилпирролидона, винилкапролактама и ингибиторы образования гидратов на основе аминов, описанные в публикациях патентов США № 2006/0223713 и 2009/0325823, включенных в данный документ посредством ссылки.
[00095] Иллюстративные химические агенты для обработки против образования асфальтенов включают, но не ограничиваются ими, гомополимеры и сополимеры жирных эфиров (такие как полимеры и сополимеры жирных эфиров акриловой и метакриловой кислоты) и сорбитанмоноолеат.
[00096] Подходящие индикаторы включают красители (такие как феноксазоновые красители, флуоресцеин, красители на основе бетаинов пиридиния, сольватохроматические красители, Oregon зеленый, Cascade синий, Lucifer желтый, аурамин O, тетраметилродамин, пиранин, сульфородамины, гидроксикумарины; полисульфонированные пирены; цианиды, гидроксиламины, нейтральный красный, акридиновый оранжевый; кислоты (такие как пикриновая кислота и салициловая кислота) или их соли; ионизируемые соединения (такие как те, которые высвобождают ионы аммония, бора, хромата и т. д.); и радиоактивные материалы (такие как криптон-85); изотопы; генетически или биологически кодированные материалы; микроорганизмы; минералы; и высокомолекулярные синтетические и природные соединения и полимеры (такие как олигонуклеотиды, перфторированные углеводороды, такие как перфторбутан, перфторметилциклопентан и перфторметилциклогексан).
[00097] Индикатор также может представлять собой хелат, такой как этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТК) или ее соль. В патенте США № 4264329, включенном в данный документ посредством ссылки, описаны подходящие металлохелаты, полученные взаимодействием арилзамещенной этилендиаминтетрауксусной кислоты и иона металла, выбранного из свинца, кадмия и цинка. Такие хелаты взаимодействуют с фторогенными агентами, такими как флуорескамин и о-фталальдегид. Затем используют флуоресцентную спектроскопию для обнаружения хелата.
[00098] Поглотители сероводорода могут представлять собой окислитель, такой как неорганический пероксид, например, пероксид натрия, или диоксид хлора, или альдегид, например, содержащий от 1 до 10 атомов углерода, такой как формальдегид или глутаральдегид, или (мет)акролеин, или поглотитель на основе амина, такой как триазин или гексамин.
[00099] Подходящие пенообразующие агенты включают, но не ограничиваются ими, амфотерные, анионные или катионные агенты. Предпочтительные анионные пенообразующие агенты включают бетаины, простые алкилэфирсульфаты, оксиалкилированные сульфаты, сульфаты алкоксилированных спиртов, сложные фосфатные эфиры, простые алкилэфирфосфаты, сложные фосфатные эфиры алкоксилированных спиртов, алкилсульфаты, а также альфа-олефинсульфонаты. В качестве амфотерных поверхностно-активных веществ включены глицинаты, амфоацетаты, пропионаты, бетаины и их смеси.
12
18.
[000100] Иллюстративные поверхностно-активные вещества включают катионные, амфотерные, анионные и неионогенные поверхностно-активные вещества. В качестве катионных поверхностно-активных веществ включены вещества, содержащие фрагмент четвертичного аммония (такой как линейный четвертичный амин, бензильный четвертичный амин или галогенид четвертичного аммония), фрагмент четвертичного сульфония или фрагмент четвертичного фосфония, или их смеси. Подходящие поверхностно-активные вещества, содержащие четвертичную группу, включают галогенид четвертичного аммония или четвертичный амин, такой как хлорид четвертичного аммония или бромид четвертичного аммония. В качестве амфотерных поверхностно-активных веществ включены глицинаты, амфоацетаты, пропионаты, бетаины и их смеси. Катионное или амфотерное поверхностно-активное вещество может иметь гидрофобный конец (который может быть насыщенным или ненасыщенным), такой как углеродная цепь длиной C-CКроме того, гидрофобный конец может быть получен из природного растительного масла, такого как одно или более из кокосового масла, рапсового масла и пальмового масла.
[000101] Предпочтительные поверхностно-активные вещества включают N,N,N-триметил-1-октадекаммония хлорид; N,N,N-триметил-1-гексадекамммония хлорид; и соевый N,N,N-триметил-1-аммония хлорид, и их смеси. Подходящие анионные поверхностно-активные вещества представляют собой сульфонаты (такие как ксилолсульфонат натрия и нафталинсульфонат натрия), фосфонаты, этоксисульфаты и их смеси.
[000102] Иллюстративные поглотители кислорода включают триазины, малеимиды, формальдегиды, амины, карбоксамиды, алкилкарбоксил-азосоединения, кумин-пероксидные соединения, морфолино- и аминопроизводные, производные морфолина и пиперазина, аминоксиды, алканоламины, алифатические и ароматические полиамины.
[000103] Связующее вещество, в которое добавляют композит, обычно служит для удерживания вместе агента для обработки скважины и любых необходимых дополнительных агентов во время прессования. Подходящие связующие вещества могут быть органическим связующим или неорганическим связующим. Типичные органические связующие вещества представляют собой вещества, выбранные из резольных или новолачных смол, таких как фенольные резольные или новолачные смолы, эпокси-модифицированных новолачных смол, эпоксидных смол, полиуретановых смол, модифицированных щелочами фенольных резолов, отверждаемых сложным эфиром, меламинных смол, карбамидо-альдегидных смол, карбамидо-феноло-альдегидных смол, фуранов, синтетических каучуков, силанов, силоксанов, полиизоцианатов, полиэпоксидных соединений, полиметилметакрилатов, метилцеллюлозы, сшитых полистирол-дивинилбензолов и пластиков на основе таких полимеров, как сложные полиэфиры, полиамиды, полиимиды, полиэтилены, полипропилены, полистиролы, полиолефины, поливиниловые спирты, поливинилацетаты, силил-модифицированные полиамиды, и необязательно сшивающий агент. Типичные неорганические связующие включают силикаты, например, силикат натрия, алюмосиликаты, фосфаты, например, полифосфатное стекло, бораты или их смеси, например, силикат и фосфат.
[000104] Количество связующего вещества, добавляемого в композит для получения прессованной гранулы, обычно составляет от около 0,5 до около 50, предпочтительно от около 1 до около 5 процентов от общей массы связующего и композита до прессования.
[000105] Перед формованием утяжелитель может быть смешан с композитом и связующим веществом для повышения удельной плотности формованной гранулы. При его наличии, количество утяжелителя, добавляемого в композит, представляет собой такое количество, которое необходимо для регулирования удельной плотности формованных частиц до требований обрабатываемой скважины. Подходящие утяжелители включают песок, стекло, гематит, диоксид кремния, песок, алюмосиликат и соли щелочных металлов или тетраоксид тримарганца.
[000106] Формованные частицы могут быть получены способами, известными в данной области техники. Обычно формованные частицы получают смешиванием композита для обработки скважины и необязательно утяжелителя со связующим веществом, а затем прессованием полученной смеси в форме требуемой конфигурации или экструзией смеси в необходимую форму.
[000107] Примерами способа получения формованных частиц является смешивание композита, полученного в соответствии со способами, изложенными в патенте США № 7493955 или 7494711, с органическим связующим, с последующим прессованием смеси при температуре от около 20 °С до около 50 °С при давлении от около 345 до около 34500 кПа (от около 50 до около 5000 фунт/кв. дюйм). Затем затвердевшие частицы могут быть отсортированы по необходимому размеру и форме. В другом предпочтительном варианте реализации формованные композиты получают непрерывной экструзией при температуре от около 400 °С до около 800 °С.
[000108] Формованные частицы могут быть дополнительно покрыты смолой, пластиком или герметиком, который является стойким к углеводородам, добываемым в скважине. Подходящие смолы включают фенольные смолы, такие как фенолоформальдегидные смолы, меламиноформальдегидные смолы, уретановые смолы, эпоксидные смолы, полиамиды, такие как нейлон, полиэтилен, полистирол, фурановые смолы или их комбинации.
[000109] Слой покрытия служит для упрочнения прессованной гранулы, защиты гранулы от агрессивных условий окружающей среды, защиты гранулы от разрушения при ее опускании в скважину и для увеличения времени высвобождения агента для обработки скважины из гранулы. Слой покрытия может быть нанесен на гранулу посредством смешивания гранулы и материала покрытия в емкости при повышенных температурах, обычно от около 93 до около 177, предпочтительно около 121 °С (от около 200 до около 350, предпочтительно около 250 °F). Во время смешивания в емкость может быть дополнительно добавлен агент для повышения адгезии, такой как смолистый адгезив или смола для повышения клейкости. Агент для повышения адгезии может быть использован для улучшения налипания покрытия на прессованную гранулу. Альтернативно, слой покрытия может быть нанесен также в виде спрея в растворе покрытия в растворителе на поверхность прессованной гранулы, а затем высушен для удаления растворителя.
[000110] Адсорбция агента для обработки скважины на адсорбенте снижает (или аннулирует) количество агента для обработки скважины, которое должно быть в растворе. Поскольку агент для обработки скважины представляет собой адсорбент на подложке, то лишь небольшое количество агента для обработки скважины может высвобождаться в водную среду.
[000111] В другом варианте реализации кальцинированный пористый оксид металла указанного композита может быть повторно активирован или наполнен агентом для обработки скважины после истощения по меньшей мере части агента для обработки скважины. Такие способы описаны в патенте США № 7686081 и в публикации патента США № 2010/0175875, включенных в данный документ посредством ссылки.
[000112] В указанном способе первоначальная загрузка композита может быть закачана в ствол скважины обычным способом, независимо от назначения – для гидроразрыва или для гравийной набивки. Такие стандартные способы включают, например, обработку с грузовика, непрерывное закачивание или закачивание под высоким давлением. Забойная матрица, образованная в пласте после первоначальной загрузки, состоит из агента для обработки скважины на нерастворимом в воде адсорбенте, образующем часть песочной матрицы.
[000113] Дополнительные количества жидкости, содержащей агент для обработки скважины, могут быть закачаны в пласт в любое время после по меньшей мере частичного истощения первоначальной загрузки агента для обработки скважины в описанном композите. Обычно дополнительный агент для обработки скважины вводят, если агент для обработки скважины, адсорбированный на адсорбенте или во внутренних пространствах композита, в значительной степени истощен, и показатели производительности агента для обработки скважины в указанном композите стали неприемлемыми.
[000114] Закачивание дополнительного агента для обработки скважины может быть осуществлено таким же способом, которым в ствол скважины был закачан исходный композит, и может быть осуществлено любым стандартным способом закачивания жидкостей в ствол нефтяной или газовой скважины, как упомянуто выше. Закачиваемая жидкость обычно состоит из требуемого агента(-ов) для обработки скважины в растворе, который дополнительно содержит растворитель. Относительные количества растворителя и агента для обработки скважины в растворе, подлежащем закачиванию в ствол скважины, конечно, варьируются в зависимости от используемого агента и растворителя, но обычно отношение растворителя к агенту для обработки скважины составляет от около 10:90 до около 95:5 по массе. В одном из вариантов реализации растворитель представляет собой ксилол, толуол или тяжелый ароматический дистиллят, или их смесь. При использовании смеси ксилола, толуола и тяжелого ароматического дистиллята, относительные количества каждого компонента растворителя могут варьироваться, но обычно составляют переменные массовые отношения (ксилол:толуол:тяжелый ароматический дистиллят), например, 10:70:20, 20:70:10, 70:20:10 или 20:10:70. В другом варианте реализации растворителем может быть вода (для водорастворимых агентов для обработки скважины).
[000115] После осуществления стадии закачивания ствол скважины поддерживают под давлением в течение такого времени и при таких условиях, которые достаточны для повторной активации забойной матрицы в пласте. Такое повышение давления материала в стволе скважины и разрыв пласта обычно называют «задавливанием». Повторная активация агента для обработки скважины в забое может происходит посредством задавливания, пока активность агента для обработки скважины в находящейся на своем месте матрице увеличивается относительно активности агента для обработки скважины в матрице непосредственно перед закачиванием раствора. Определение факта повышения активности агента для обработки скважины относительно активности того же агента непосредственно перед закачиванием раствора и осуществлением задавливания может быть осуществлено с помощью обычного анализа остатка и его сравнения до и после задавливания, а также обычного анализа физических параметров скважины, например, темпа выработки скважины и давления в скважине.
[000116] Давление, которое обеспечивают в стволе скважины в процессе задавливания, обычно представляет собой давление ниже давления гидроразрыва, и если это уместно – ниже давления, которое вызывает разрушение гравийной набивки. В некоторых вариантах реализации изобретения давление составляет от около 3400 кПа до около 103000 кПа (от около 500 до около 15000 фунт/кв. дюйм абс. давления). Время, в течение которого поддерживают давление в скважине, варьируется в зависимости от простоты гидроразрыва, но обычно составляет от около 2 до около 10 часов.
[000117] Следующие примеры иллюстрируют некоторые варианты реализации данного изобретения. Другие варианты реализации, входящие в границы объема формулы изобретения, станут понятны специалистам в данной области техники с учетом изложенного в данном документе описания. Подразумевается, что данное описание и примеры следует считать лишь иллюстративными, а реальный объем и общая идея данного изобретения указаны в следующей формуле изобретения.
ПРИМЕРЫ
[000118] Все проценты, указанные в примерах, приведены в массовых единицах, если не указано иное.
Пример 1.
[000119]  В соответствии со способом, описанным в патенте США № 4013587, получали сферы из оксида алюминия посредством гидролиза алкоксида алюминия. Затем полученные сферы сушили для удаления воды. Затем высушенный алюминий диспергировали в масле при температуре около 90 °С. Получали гелеобразные частицы.
3
2
[000120] Нерастворимые в воде сферические частицы, содержащие более 95% оксида алюминия, выделяли в качестве образца A. Сферические гранулы оксида алюминия состояли из оксида алюминия бемита (не кальцинированного), имели диаметр 1 мм, пористый объем 0,5 см/г и площадь поверхности 216 м/г.
3
2
[000121] Часть образца A кальцинировали при 1200 °С в течение 2 часов для получения сферических гранул диаметром 1 мм (образец B), состоящих из альфа/дельта/тета-оксида алюминия и имеющих пористый объем 0,08 см/г и площадь поверхности 3 м/г.
3
2
[000122] Часть образца A кальцинировали при 1400 °С в течение 2 часов для получения сферических гранул диаметром 1 мм (образец C), состоящих из альфа-оксида алюминия и имеющих пористый объем 0,03 см/г и площадь поверхности 4 м/г.
Пример 2.
[000123]  Каждый из образца A, образца B и образца C добавляли в различных массовых процентных концентрациях к имеющемуся в продаже легковесному керамическому расклинивающему агенту, выпускаемому под названием CARBO LITE компанией Carbo Ceramics Inc., Даллас, Штат Техас, и определяли разрушение по ISO13503-2: Измерение свойств расклинивающих агентов, используемых в операциях гидравлического разрыва и гравийной набивки). Результаты представлены ниже в таблице I, где сравнительный образец представляет собой диатомовую землю с размером частиц 10/50 меш (целит MP-79):
Полученные результаты демонстрируют, что не кальцинированный образец A имеет прочность, сопоставимую с диатомовой землей сравнительного образца, а кальцинированный образец B и образец C имеют прочность промышленного керамического расклинивающего агента в том отношении, что даже после добавления 10% по массе образца B или образца C прочность на раздавливание комбинированных смесей частиц расклинивающего агента, даже при напряжении 69000 кПа (10000 фунт/кв. дюйм), осталась неизменной.
Пример 3.
2
2
2
[000124]  Ингибитор солевых отложений, амино-три(метиленфосфоновую кислоту) (ATMP), имеющуюся в продаже под названием Dequest 2000 у компании ThermPhos International BV, адсорбировали на каждый из образца A, образца B и образца C, с получением образцов FBG-90706-4A, FBG-90706-4B и FBG-90706-4C, соответственно. Образцы получали, первоначально адсорбируя воду на указанные примеры для определения количества воды, которая может быть адсорбирована. Воду добавляли в образец до влажного внешнего вида образца. Было установлено, что образец A адсорбирует 0,698 г HO/г образца, образец B адсорбирует 0,362 г HO/г образца, и образец C адсорбирует 0,415 г HO/г образца. Затем в каждый образец добавляли Dequest 2000. Вследствие низкой адсорбции по сравнению с диатомовой землей, для получения образцов осуществляли два добавления. При первом добавлении для образца A можно было добавить лишь 0,32 г Dequest 2000/г образца A. При втором добавлении можно было добавить 0,25 г Dequest 2000/г образца A. В результате получали продукт, содержащий около 22% активного вещества. Способ, используемый для получения продукта на основе диатомовой земли, описанный в патенте США № 7493955, адаптировали к указанным образцам оксида алюминия. Для образца B можно было добавить лишь 0,31 г Dequest 2000/г образца B, затем при втором добавлении добавляли 0,13 г Dequest 2000/г образца B. В результате получали продукт, содержащий около 18% активного вещества. Для образца C можно было добавить лишь 0,23 г Dequest 2000/г образца С, затем при втором добавлении добавляли 0,08 г Dequest 2000/г образца С. В результате получали продукт, содержащий около 13,5% активного вещества. Свойства каждого из полученных образцов указаны ниже в таблице II:
Таблица II
Пример 4.
2
3
2
[000125]  Характеристики элюирования твердых композитов из примера 3 определяли упаковкой песка Ottawa с размером частиц 20/40 меш и твердого ингибитора (2% по массе песка) в колонку из нержавеющей стали длиной 35 см (внутренний диаметр = 1,08 см). Пористый объем составлял примерно 12 мл. Колонку элюировали искусственным солевым раствором (0,025 моль/л CaCl, 0,015 моль/л NaHCO, 1 моль/л NaCl, продували 100% CO) при 60 °С при скорости потока 120 мл/час. Искусственный солевой раствор был насыщен кальцитом для имитации обычного естественного солевого раствора в пласте. Выходящий раствор собирали и анализировали на концентрацию фосфора и Ca для получения профиля высвобождения ингибитора. Результаты представлены на Фиг. 1A и Фиг. 1B. Минимальная эффективная концентрация для ингибирования солевых отложений составляла 0,1 ч./млн.
Пример 5.
[000126]  Получали пять образцов оксида алюминия, обозначенных 23A, 23B, 23C, 23D и 23E. 23-A был таким же, как образец A (гранулы оксида алюминия 1 мм, не кальцинированные); 23-B был таким же, как образец B (гранулы оксида алюминия 1 мм, кальцинированные при 1200 °С в течение 2 часов), и 23-C был таким же, как образец C (гранулы оксида алюминия 1 мм, кальцинированные при 1400 °С в течение 2 часов). Образцы 23D и 23E получали таким же способом, как пример B и пример C, соответственно, за исключением того, что диаметр сферических частиц доводили до 0,8 мм. Каждый из образцов 23A, 23B, 23C, 23D и 23E нагревали до 225° F и охлаждали до комнатной температуры в эксикаторе, а затем добавляли раствор ATMP. Получали раствор ATMP с концентрацией 55% по массе. Осуществляли три добавления в каждый образец и записывали адсорбированное количество, как указано ниже в таблице III:
Таблица III
Результаты, представленные в таблице III, отличны от 22,1% для образца A, 18,1% для образца B и 13,5% для образца C.
Пример 6.
[000127]  Элюирование образцов 22B, 23C, 23D, 23E и сравнительного образца из примера 2 осуществляли способом, описанным в примере 4, используя в колонке 2% частиц по массе песка. Результаты представлены на Фиг. 2. Полученные результаты аналогичны результатам, представленным на Фиг. 1A и Фиг. 1B. Поскольку существует коммерческий интерес к использованию более высокого содержания частиц в набивке расклинивающего агента, то испытания элюирования проводили на образцах с содержанием частиц 50% в песочной набивке, и результаты представлены на Фиг. 3. На Фиг. 3 показано гораздо более медленное высвобождение и более продолжительный период эффективного ингибирования.
Пример 7.
2
2
2
2
2
[000128]  Получали четыре образца двух различных размеров (диаметр 0,8 мм и 1,0 мм до кальцинирования) в соответствии со способом, описанным для примера 1. Четыре образца обозначали CO10118 (0,8 мм), CO10118 (1 мм), CO10524 (0,8 мм) и CO10593 (1 мм). Образец CO10118, после кальцинирования, имел размер 25 меш (0,71 мм) и площадь поверхности 1 м/г; образец CO10118, после кальцинирования, имел размер 30 меш (0,59 мм) и площадь поверхности менее 1 м/г. Образец CO10524, после кальцинирования, имел размер 30 меш (0,59 мм) и площадь поверхности 5,6 м/г, и образец CO10593, после кальцинирования, имел размер 20 меш (0,84 мм) и площадь поверхности 7,3 м/г. Анализ разрушения проводили на каждом образце, а также на ECONOPROP, промышленном расклинивающем агенте компании Carbo Ceramics Inc. Кроме того, получали также два других образца, обозначенных 25 меш APA1. 0/3C 12853 (площадь поверхности 3,1 м/г) и 30 меш APA0.8/3C 12852. Данные о раздавливании полученных образцов также представлены в таблице 4. Данные о раздавливании каждого образца получали методом плювиации для загрузки расклинивающего агента в камеру для раздавливания API. Результаты представлены ниже в таблице IV:
Таблица IV
Пример 8.
[000129]  Ингибитор солевых отложений аминотри(метиленфосфоновая кислота) (ATMP), поставляемая в продажу под названием Dequest 2000 компанией ThermPhos International BV, была адсорбирована на четырех образцах из Примера 7, и полученные материалы были обозначены FBG-100824A, FBG-100824B, FBG-100824C и FBG-100824D, соответственно. Методика приготовления этих образцов изложена выше в Примере 3. Свойства каждого из этих образцов приведены ниже в Таблице V:
Таблица V
Пример 9.
[000130]  Десорбцию каждого из образцов из Примера 8 произвели по методике, изложенной в Примерах 4 и 6, с 50% частиц от массы песка в колонне. Результаты представлены ниже на Фиг. 4A и Фиг. 4B и сопоставлены с результатами, полученными для 2% загрузки композита, проиллюстрированной в патенте США № 7493955. Результаты аналогичны приведенным в Примере 6 и показывают, что количество композита может быть подстроено под количество проппанта, в зависимости от количества воды, произведенной из скважины, и того, насколько продолжительная защита необходима. Как проиллюстрировано, 2% частиц в песке и 50% частиц в песке могут быть использованы с одной и той же целью.
Пример 10.
о
[000131]  Около 800 г адсорбента диатомита 10/50 меш (Celite MP-79) добавили в смесительный бачок. Присоединили лопасть лопастной мешалки и добавили в смесительный бачок жидкий органофосфат (Solutia Dequest 2000) со скоростью, при которой жидкость легко адсорбировалась, и жидкость не замутнялась. Затем добавили всю жидкость, и продолжали перемешивание до получения гомогенной смеси. Затем смесь высушивали при 107,2 С (225 F) до тех пор, пока процент влаги в полученном продукте не составил менее 3%. Приготовленный таким образом композит содержал 25 % мас. органофосфатного ингибитора солевых отложений. Затем к композиту добавили в качестве связующего эпоксидную смолу (A), фенольную смолу (B) и поливиниловый спирт (C). Смесь содержала около 50 % мас. смолы. Затем смесь прессовали под давлением около 1700 кПа (250 фунт/кв. дюйм) в течение 1 мин в форме для получения цилиндрической гранулы, похожей на хоккейную шайбу, диаметром около 2,54 см (1 дюйм) и толщиной около 1,27 см (0,5 дюйма) для создания брикетов (A), (B) и (C), соответствующих связующему в виде эпоксидной смолы, связующему в виде фенольной смолы и связующему в виде поливинилового спирта, соответственно. Брикет (D) получили покрытием Брикета (C) эпоксидной смолой с помощью распыления и сушки.
Пример 11.
2
3
2
[000132]  Затем определили параметры десорбции Брикета C и Брикета D, упаковав приблизительно 440 г белого песка Ottawa с размером частиц 20/40 меш и 3 образца брикетов в колонку из нержавеющей стали длиной 30 см (ВД = 3,48 см). Поровый объем составлял приблизительно 80 мл. Колонку элюировали искусственным солевым раствором (0,025 моль/л CaCl, 0,015 моль/л NaHCO, 1 моль/л NaCl, продували 100% CO) при 60 °С при скорости потока 270 мл/час. Выходящий раствор собирали и анализировали на концентрацию фосфора и Ca для получения профиля высвобождения ингибитора, представленного на Фиг. 5. Как показано на Фиг. 5, концентрация фосфора в эффлюенте постепенно уменьшалась по мере прокачивания искусственного солевого раствора через колонку. После 1200 поровых объемов обратного потока, концентрация выходящего фосфора оставалась равной приблизительно 0,4 часть/млн. Не обнаружено существенных различий между профилями высвобождения фосфора для Брикета (C) и Брикета (D). Данные демонстрируют легкость, с которой брикеты плывут через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
Пример 12.
[000133]  Брикет (A) и Брикет (B) смешали с 500 мл воды. После 30 мин, надосадочную жидкость удалили и измерили концентрацию фосфора в надосадочной жидкости с помощью спектрофотометра (ICP). Испытание повторили 14 раз. Количество остаточного фосфора в надосадочной жидкости, отражающее результаты статических испытаний на разрушение, показано на Фиг. 6. Фиг. 6 показывает, что концентрация фосфора в выходящей концентрации Брикета (B) была выше, чем для образца Брикет (A) после промывки водопроводной водой.
Пример 13.
о
о
о
[000134]  К около 95% мас. композита из Примера 5 добавили около 5% мас. высокоплавкого низкомолекулярного полиэтилена. Затем смесь cпрессовали в гранулу диаметром 2,54 см (1 дюйм) и около 1,27 см (полдюйма) высотой для получения Брикета (E). Брикет (F) получили, покрыв спрессованную гранулу Брикета (E) эпоксидной смолой в количестве около 20 % мас. и высушив смолу покрытия при 49 С (120°F). Затем Брикет (E) и Брикет (F) погрузили в воду при 82 С (180° F) на пять дней. Через 5 дней не наблюдалось разрушений ни в одном из брикетов. Кроме того, Брикет (E) и Брикет (F) погрузили в сырую нефть W. Texas на две недели при 60 С (140°F). Через две недели не наблюдалось разрушений ни в одном из брикетов. Затем провели исследования десорбции на Брикете (E) и Брикете (F) в соответствии с условиями тестирования, описанными в Примере 11. На Фиг. 7 представлен профиль высвобождения ингибитора для Брикета (E) и Брикета (F). Результаты показывают, что высвобождение ингибитора солевых отложений выше минимальной эффективной концентрации ингибитора 0,1 мг/л даже после 1500 поровых объемов элюирования флюида через колонку, когда тестирование было прекращено. Результаты профиля высвобождения для покрытого Брикета (F) указывают на отсутствие преждевременного выхода ингибитора вначале, что должно приводить к более продолжительной эффективности брикета.
[000135] Из вышеизложенного можно видеть, что могут быть произведены многочисленные изменения и модификации без выхода за пределы действительной сущности и объема новых концепций изобретения.