EA004093B1 - Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ - Google Patents
Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ Download PDFInfo
- Publication number
- EA004093B1 EA004093B1 EA200201067A EA200201067A EA004093B1 EA 004093 B1 EA004093 B1 EA 004093B1 EA 200201067 A EA200201067 A EA 200201067A EA 200201067 A EA200201067 A EA 200201067A EA 004093 B1 EA004093 B1 EA 004093B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- precursor
- fluid
- viscosity
- viscoelastic surfactant
- composition
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 95
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- -1 sodium hexafluorophosphate Chemical compound 0.000 claims abstract description 35
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 21
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 13
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims abstract description 13
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 5
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000004028 organic sulfates Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 claims abstract description 4
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims abstract 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 67
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 14
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 10
- PMUNIMVZCACZBB-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethylazanium;chloride Chemical compound Cl.NCCO PMUNIMVZCACZBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical class CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001350 alkyl halides Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 2
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical compound C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 2
- CMPOVQUVPYXEBN-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)-methylazanium;chloride Chemical compound Cl.OCCN(C)CCO CMPOVQUVPYXEBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 18
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 10
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 9
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 8
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 6
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N anhydrous glutaric acid Natural products OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 5
- RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 1-methylsulfonylpiperidin-4-one Chemical compound CS(=O)(=O)N1CCC(=O)CC1 RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 4
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 4
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 4
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 8-methyl Nonanoic acid Chemical compound CC(C)CCCCCCC(O)=O OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 229930195734 saturated hydrocarbon Chemical group 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- YSEKNCXYRGKTBJ-UHFFFAOYSA-N dimethyl 2-hydroxybutanedioate Chemical compound COC(=O)CC(O)C(=O)OC YSEKNCXYRGKTBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- OSWPMRLSEDHDFF-UHFFFAOYSA-N methyl salicylate Chemical compound COC(=O)C1=CC=CC=C1O OSWPMRLSEDHDFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 229960001860 salicylate Drugs 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- RGCVYEOTYJCNOS-UHFFFAOYSA-N (4-cyano-2-methylphenyl)boronic acid Chemical compound CC1=CC(C#N)=CC=C1B(O)O RGCVYEOTYJCNOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FGHCYIPZQUMLRQ-UHFFFAOYSA-N 2,6-dibromocyclohexa-2,5-diene-1,4-dione Chemical compound BrC1=CC(=O)C=C(Br)C1=O FGHCYIPZQUMLRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004135 Bone phosphate Substances 0.000 description 1
- UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N Dimethyl adipate Chemical compound COC(=O)CCCCC(=O)OC UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYCKQBWUSACYIF-UHFFFAOYSA-N Ethyl salicylate Chemical compound CCOC(=O)C1=CC=CC=C1O GYCKQBWUSACYIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150034518 Iapp gene Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100500493 Mus musculus Eapp gene Proteins 0.000 description 1
- DRUKNYVQGHETPO-UHFFFAOYSA-N Nonanedioic acid dimethyl ester Natural products COC(=O)CCCCCCCC(=O)OC DRUKNYVQGHETPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000972349 Ocoa Species 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001348 alkyl chlorides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- VJLOFJZWUDZJBX-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].OCC[NH2+]CCO VJLOFJZWUDZJBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- WYACBZDAHNBPPB-UHFFFAOYSA-N diethyl oxalate Chemical compound CCOC(=O)C(=O)OCC WYACBZDAHNBPPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- BEPAFCGSDWSTEL-UHFFFAOYSA-N dimethyl malonate Chemical compound COC(=O)CC(=O)OC BEPAFCGSDWSTEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LOMVENUNSWAXEN-NUQCWPJISA-N dimethyl oxalate Chemical group CO[14C](=O)[14C](=O)OC LOMVENUNSWAXEN-NUQCWPJISA-N 0.000 description 1
- XTDYIOOONNVFMA-UHFFFAOYSA-N dimethyl pentanedioate Chemical compound COC(=O)CCCC(=O)OC XTDYIOOONNVFMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- TVFJAZCVMOXQRK-UHFFFAOYSA-N ethenyl 7,7-dimethyloctanoate Chemical compound CC(C)(C)CCCCCC(=O)OC=C TVFJAZCVMOXQRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940005667 ethyl salicylate Drugs 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M methacrylate group Chemical group C(C(=C)C)(=O)[O-] CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960001047 methyl salicylate Drugs 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N norethisterone Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- FCHSZOJYBUFTHA-UHFFFAOYSA-N propyl 1-methyl-3,6-dihydro-2h-pyridine-4-carboxylate Chemical compound CCCOC(=O)C1=CCN(C)CC1 FCHSZOJYBUFTHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M salicylate Chemical compound OC1=CC=CC=C1C([O-])=O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003873 salicylate salts Chemical group 0.000 description 1
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M sodium cyanate Chemical compound [Na]OC#N ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Chemical group 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008154 viscoelastic solution Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/60—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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/922—Fracture fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
В настоящем изобретении описаны методы и композиции для контролируемого добавления компонентов, которые снижают вязкость вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей или для контролируемого изменения концентрации электролита или композиции вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей. Один аспект данного изобретения относится к применению внутренних ослабляющих агентов с отсроченной активацией. Другой аспект данного изобретения относится к применению предшественников, которые выделяют ослабляющую систему, такую как спирт, методом, таким как плавление, медленное растворение, реакция с соединением, присутствующим в жидкости или добавленным к жидкости во время или после подачи, разрушение инкапсулирующего покрытия и деадсорбция ослабляющего агента, абсорбированного в твердые частицы. В другом аспекте данного изобретения спирты включены в пропитку для снижения вязкости низкого сдвига, такие спирты снижают сопротивляемость потоку обрабатывающей жидкости во время обработки.
Description
Область техники
Данное изобретение относится к композициям и способам, используемым для снижения вязкости вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей (ВУП), особенно для применения при обработке подземных пластов и нефтяных и газовых скважин.
Уровень техники
Вязкоупругие поверхностно-активные жидкости обычно получают смешиванием в соответствующих количествах подходящих поверхностно-активных веществ, таких как анионные, катионные, неионные и цвиттерионные поверхностно-активные вещества. Вязкость вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей является следствием трехмерной структуры, образованной компонентами в жидкостях. Если концентрация поверхностно-активных веществ в вязкоупругой жидкости значительно превышает критическую концентрацию, и в большинстве случаев в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества агрегируются в образования, такие как мицеллы, которые могут взаимодействовать с образованием решетки, проявляющей упругие свойства. В оставшейся части данного описания термин «мицелла» используется как общий термин для организованных взаимодействующих образований.
Вязкоупругие поверхностно-активные растворы обычно получают добавлением определенных реагентов к концентрированному раствору поверхностно-активных веществ, часто состоящему из четвертичных аммониевых солей с длинной цепью, таких как цетилтриметиламмоний бромид (ЦТАБ). Обычно реагентами, которые создают вязкоупругость в растворах поверхностно-активных веществ, являются соли, такие как хлорид аммония, хлорид калия, салицилат натрия и изоцианат натрия, и неионные органические молекулы, такие как хлороформ. Содержание электролита в растворе поверхностно-активных веществ также является важным средством контроля их упругости.
Значительный интерес проявляли к применению таких вязкоупругих поверхностноактивных вещества в качестве жидкостей для обработки ствола скважины. Имеются ссылки, например, на патенты США № 4695389, № 4725372, № 5551516, № 5964295 и № 5979557.
Введение дополнительных компонентов в жидкость может привести к практическому снижению вязкости жидкости, называемому «ослабление». Оно может возникнуть даже при таких компонентах, как вода или электролиты, которые уже могут присутствовать в жидкости. Например, при использовании в месторождениях нефти вязкость вязкоупругих поверхностноактивных жидкостей снижается или теряется при контакте с пластовыми жидкостями (например, сырой нефтью, конденсатом и/или водой); и такое снижение или потеря вязкости приводит к очистке коллектора, трещинам или другой обрабатываемой области.
Однако в некоторых случаях предпочтительно более тщательно контролировать такое ослабление, например, когда ослабление жидкости желательно в определенное время или при определенных условиях, когда желательно ускорить снижение вязкости, или когда естественный приток жидкостей в коллектор (например, в коллектор сухого природного газа) не ослабляет или ослабляет не полностью вязкоупругую поверхностно-активную жидкость. В данном описании представлены композиции и способы, используемые для ослабления вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей.
Гелеобразные ослабляющие агенты широко применяются для обычных жидкостей на основе полимеров, используемых для стимулирования и подобных действий, так как, в отличие от жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, обычные жидкости на основе полимеров не претерпевают спонтанного ослабления при взаимодействии с углеводородами или водными пластовыми жидкостями, а сохранение высоковязкой жидкости в пласте может привести к снижению проницаемости пласта и, следовательно, к снижению производительности. Наиболее широко используемыми ослабляющими агентами являются окислители и ферменты. Ослабляющие агенты могут быть растворены или суспендированы в жидкой (водной, неводной или эмульсии) фазе жидкости для обработки и добавлены в полимер во время обработки (добавлены «внутренне») или добавлены в жидкость в некоторый момент после обработки (добавлены «внешне»). Наиболее известные внутренние методы и композиции для обычных систем на основе полимеров включают растворимые окислители или ферменты; наиболее известные внешние методы и композиции включают инкапсулированные ферменты или инкапсулированные окислители или включают использование пред- или постпромывок, которые содержат ослабляющие агенты. Ослабление может происходить в стволе скважины, гравийном фильтре, фильтровальной лепешке, материнской породе, в трещине или в другой добавленной или созданной среде.
В патенте Великобритании СВ2332223 желирующаяся композиция на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества для жидкостей для обработки ствола шахт, авторы Нцдйек, 1опек и ΤιικΙίη. описаны способы задержки и контроля вязкости и желирования желирующихся композиций на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Эти способы используются для облегчения размещения замедленной («пре-гель») жидкости в пористой среде и далее для инициации образования вязкоупругого геля ίη-κίίυ.
В Воке е! а1 в патенте США № 4735731 описано несколько способов обратимого ослаб3 ления вязкости растворов ВУП через вмешательство на поверхности. Эти способы включают нагревание/охлаждение жидкости, регулирование рН или контактирование жидкости с эффективным количеством смешиваемого с водой или несмешиваемого с водой углеводорода и, затем, помещение жидкости в такие условия, при которых вязкость жидкости по существу восстанавливается. Обратимая обработка по Воке используется для буровых жидкостей таким образом, что жидкость, закачиваемая в шахту, является достаточно вязкой для того, чтобы выносить буровой шлам на поверхность, но способна ослабляться на поверхности для удаления твердых веществ. Способы ослабления, описанные в Воке, не используются для ослабления вязкоупругих растворов в скважине и, как оказалось, оказывают немедленное влияние на вязкость жидкости.
Поэтому существует необходимость в способах ослабления вязкоупругих поверхностноактивных жидкостей после обработки подземных нефтяных или газовых скважин в предопределенное время или предопределенных условиях и/или когда они не ослабляются естественным притоком пластовых жидкостей.
Краткое описание изобретения
Описаны композиции и способы инициации, контроля или улучшения очистки вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей с помощью ослабляющих агентов. Ослабляющие агенты могут быть внутренними, внешними или их комбинацией. Такие композиции и способы сфокусированы, но не ограничены ими, на ослабляющих агентах для вязкоупругих поверхностно-активных систем, основанных на катионных поверхностно-активных веществах, таких как хлорид эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммония (далее обозначенный как «ХЭМГА») и цвиттерионных поверхностно-активных веществах, таких как бетаиновые поверхностноактивные вещества. Однако также представлены способы и композиции для ослабления вязкоупругих поверхностно-активных веществ на основе анионных, катионных, неионных и цвиттерионных поверхностно-активных веществ.
Известно, что различные типы спиртов, органических кислот и солей способствуют снижению вязкости вязкоупругого геля или даже полностью «ослабляют» гель. Для протестированных композиций было обнаружено, что такие ослабляющие агенты имеют следующую эффективность:
| Тип ослабляющего агента -э Тип поверхностноактивного вещества | Соли | Спирты | Кислоты |
| Катионное | Хорошая | Хорошая | Очень слабая |
| Анионное | Слабая | Хорошая | Хорошая |
| Цвиттерионное | Хорошая | Хорошая | Хорошая |
В одном аспекте данного изобретения представлены методы и композиции для отсроченного ослабления таких вязкоупругих поверхностно-активных желирующихся композиций, не ухудшающие исходные свойства жидкости, требуемые для суспензии расклинивающего наполнителя и транспорта во время разрыва пласта. Таким образом, данное изобретение относится к способу обработки подземного пласта подачей в скважину водной жидкости, содержащей достаточное для загущения количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества, несущего ослабляющую систему или предшественник ослабляющей системы, которая приводит к снижению вязкости жидкости после ее подачи, но не оказывает значительного воздействия на ее вязкость на поверхности или во время подачи. Оптимизированные композиции обеспечивают то, что вязкоупругий гель быстро образуется в условиях над поверхностью, остается стабильным в процессе закачивания и размещения в трещины. Затем, позднее, вязкость геля значительно снижается вследствие контролируемого выделения ослабляющей гель системы.
Следующая упрощенная последовательность описывает предпочтительные варианты применения композиций в соответствии с данным изобретением:
(A) На поверхности, во время закачивания и образования расклинивающего наполнителя:
Объединение и закачивание известного вязкоупругого поверхностно-активного геля + добавка А, вводимая в вязкоупругий поверхностно-активный гель.
(B) После изменения направления закачивания (режим обратного потока):
Добавка А (либо через внутренний процесс, либо после добавления второй добавки) выделяет, по крайней мере, один компонент В, который снижает предельное статическое напряжение сдвига вязкоупругого поверхностноактивного геля. Оба процесса разработаны для отсрочки эффекта снижения предельного статического напряжения сдвига до момента времени, когда вязкоупругий поверхностно-активный гель присутствует в трещине и пласте.
Таким образом, в одном аспекте данного изобретения представлен предшественник, который выделяет ослабляющую систему, по крайней мере, одним из следующих способов:
плавление, медленное растворение, взаимодействие с соединением, присутствующим в жидкости или добавленным в жидкость во время или после стадии подачи, разрыв инкапсулирующей оболочки и деадсорбция ослабляющего агента, абсорбированного на твердых частицах.
Исходная добавка А, при применении в качестве внутреннего ослабляющего агента, предпочтительно представляет собой растворимое в воде соединение. Свойства А, в частности, гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) и ха5 рактеристики заряда, являются таковыми, что ее присутствие не оказывает значительного влияния на свойства вязкоупругого поверхностноактивного геля до того момента, когда начинается реакция, которая создает достаточную концентрацию В (и другие продукты реакции) для того, чтобы нарушить мицеллы и снизить предельное статическое напряжение сдвига в жидкости геля и вязкость жидкости во время обратного потока.
Наиболее предпочтительными примерами А являются сложные эфиры, изотионаты, саркозинаты, сульфаты спиртов, сульфаты простых эфиров спиртов, сульфаты простых эфиров спиртфенолов, анионы карбоксилатов, анионы этоксикарбоксилатов и карбоксилаты сложных эфиров. Эти продукты взаимодействуют с выделением ослабляющего агента на основе спирта или карбоновой кислоты, например, посредством гидролиза.
Другим аспектом данного изобретения являются инкапсулированные соли. Вязкоупругие поверхностно-активные жидкости становятся вязкими при образовании мицелл в присутствии электролита. Мицеллы могут принимать различные формы, включая червеобразные, стержнеобразные, сферические, слоистые или пузырчатые. Оптимальная вязкость достигается только тогда, когда концентрация электролита попадает в заданный диапазон. Например, для ХЭМГА оптимальный диапазон составляет от 0,6 до 0,8М (молярных). Присутствие инкапсулированной соли в жидкости для гидроразрыва не влияет на реологию во время размещения. При закрытии трещины крупицы расклинивающего наполнителя разрушают капсулы, что приводит к выделению дополнительной соли; следовательно, концентрация электролита выходит за рамки оптимального диапазона и вязкость жидкости снижается. Инкапсулированный персульфат аммония особенно полезен. Другие инкапсулированные материалы могут включать органические соли, такие как салицилат натрия, неорганические соли, такие как ИаРР6 (гексафторфосфат натрия) и КС1 (хлорид калия), и жидкие углеводороды или поверхностно-активные вещества, такие как додецилсульфат натрия. Фактически может быть использована любая соль, которая достаточно растворима в жидкости для обработки и может разрушать структуру мицелл.
Избыток соли также может выделяться при отсроченном разложении соединения, которое образует хлориды. Такое же действие может быть достигнуто отсроченным разложением генератора салицилата, таким как сложные эфиры, метилсалицилат и этилсалицилат. Разложение последних соединений приводит к выделению спирта, который может вызвать дальнейшее снижение вязкости.
Более того, другие материалы, такие как обозначены в представленных ниже вариантах, такие, как твердые или жидкие органические соединения, такие, как спирты, такие, как додециловый спирт, или поверхностно-активные вещества, такие, как додецилсульфат натрия, могут быть инкапсулированы и использованы подобным образом. В патенте США № 4741401 \Уа11с5 с1 а1. описаны инкапсулированные материалы с контролируемым выделением, которые выделяются, по крайней мере, частично при разрушении капсулы. В патенте США № 3956173 описаны инкапсулированные соли калия, включая хлорид калия, где инкапсулированные соли калия выделяются, по крайней мере, частично при растворении в воде инкапсулированного материала. Также описаны другие механизмы, такие как осмотическая или химическая диффузия. Во всех случаях ослабляющий агент выделяется при разрушении инкапсулирующей оболочки.
Другой аспект данного изобретения относится к медленнодействующим ослабляющим агентам. Одним из типов медленнодействующего ослабляющего агента является расклинивающий наполнитель, покрытый неотвержденным или частично отвержденным полимером. Когда такие агенты используют для обработки подземных пластов, при которой применяется расклинивающий наполнитель, полимерная оболочка расклинивающего наполнителя будет отверждаться в определенный момент времени или при определенной температуре и вызывать адгезию частиц расклинивающего наполнителя друг к другу. Это часто является желательным для предотвращения обратного потока частиц в скважину. Было обнаружено, что отверждающие агенты (обычно фенолы и амины) в большинстве расклинивающих наполнителей с полимерной оболочкой несовместимы с вязкоупругими поверхностно-активными жидкостями. Полимер может быть составлен таким образом, чтобы выделять отверждающий агент быстро или очень медленно, что дает долгосрочную или краткосрочную задержку разложения вязкоупругой поверхностно-активной жидкости.
Один из видов растворимого ослабляющего агента включает поверхностно-активные вещества, имеющие гидрофильные головные группы, противоположно заряженные по отношению к гидрофильным головным группам анионных и катионных поверхностно-активных веществ, которые входят в состав некоторых вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей, другими словами, которые противоположно заряжены по отношению к поверхностноактивным веществам, которые образуют вязкоупругую поверхностно-активную жидкость. Было показано, что С18-С20сульфаты очень эффективно снижают вязкость катионных вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей. Например, анионное поверхностно-активное вещество додецилсульфат натрия (С12 сульфат) ослабляет вязкоупругие поверхностно-активные
Ί жидкости, которые основаны на четвертичноаминных поверхностно-активных веществах, таких как ХЭМГА и подобные, но такое использование сульфатов также требует использования замедляющего агента или метода. Другие примеры включают алкил- или арилфосфаты или фосфонаты или карбоновые кислоты, например мыла, такие, как жирные кислоты. Если такие материалы по своей природе не способны медленно растворяться, необходимо их инкапсулировать или адсорбировать для достижения медленного выделения, как описано в других представленных здесь вариантах. Абсорбция, например, может проходить на карбокерамических расклинивающих наполнителях или цеолитах.
Другие медленно растворимые ослабляющие агенты выбирают из материалов, твердых веществ или жидкостей, имеющих температуру поверхности и исходно нерастворимых или несмешиваемых с вязкоупругой поверхностноактивной жидкостью. Со временем, особенно при повышенной температуре, ослабляющие агенты медленно выделяют молекулы в жидкость и нарушают структуру мицеллы. Одним из примеров являются несмешиваемые жидкости, которые образуют эмульсию в вязкоупругой поверхностно-активной жидкости. Более определенным примером являются алкиламины; предпочтительным примером является додециламин. Другие примеры могут включать твердые углеводороды, такие как алканы, алкены и ароматические соединения, включая замещенные соединения, с подходящими скоростями растворения.
Еще один аспект данного изобретения относится к ослабляющим агентам, выделяющимся при температуре плавления. Может быть использован любой материал с подходящей температурой плавления, который является ослабляющим агентом вязкоупругой поверхностноактивной жидкости, если он находится в жидкой форме. Снижение вязкости является необратимым; последующее охлаждение жидкости не восстанавливает ее свойства. С£2-С£8 спирты имеют относительно высокую температуру плавления. Другие примеры включают углеводороды, такие, как алканы, алкены и ароматические соединения, включая замещенные соединения с подходящими температурами плавления. Твердые соединения с относительно высокими температурами плавления также могут использоваться для инкапсулирования ослабляющих агентов, описанных в других вариантах данного изобретения.
Еще одним аспектом данного изобретения является включение ослабляющего агента в виде небольших частиц или в виде пропитки в пористые или непористые, природные или синтетические, небольшие частицы, например, абсорбцией или адсорбцией на карбокерамических расклинивающих наполнителях или цеолитах.
Частицы, имеющие диаметр в интервале от 1/1000 микрон до 10/1000 микрон (наночастицы) представляют особенный интерес, так как они достаточно малы для проникновения в матрицу вместе с частью жидкости для стимулирования или другой обработки. Активные наночастицы, или выделяющий их агент, будет считаться внутренним агентом если, или до тех пор, пока он присутствует в жидкости, или внешним агентом, если он исходно вводится в матрицу и затем выделяется или выделяет агент, который затем течет в ослабляемую жидкость. Такая система может быть добавлена во время стимулирования или другой обработки или в любой другой момент времени обработки, например, при пропитке или пред- или постпромывке.
Другим аспектом данного изобретения является введение спиртов в первую жидкую пропитку или предпромывку, подаваемые до основного потока жидкости. В различных видах обработки пропитка улучшает или оптимизирует условия для повышения эффективности основного потока жидкости; например, при разрыве, пропитка может быть жидкостью, не содержащей расклинивающий наполнитель, или композицией, имеющей состав, отличный от основной жидкости, содержащей расклинивающий наполнитель.
Как отмечено выше, введение спирта в вязкоупругую поверхностно-активную жидкость снижает ее вязкость. Более точно, спирт снижает вязкость при низкой скорости сдвига (обычно менее 1 с-1), в то время как практически не изменяет вязкость при средней скорости сдвига (около 100 с-1). Что касается жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, то жидкость должна быть вязкой при низкой скорости сдвига. С другой стороны, создание и сохранение ширины трещины в значительной степени зависит от вязкости при среднем-высоком сдвиге. Большинство работ по разрыву включают стадию первой пропитки с применением жидкости, не содержащей расклинивающий наполнитель, с последующей стадией применения расклинивающего наполнителя. Добавление спирта во время стадии пропитки, следовательно, не будет оказывать значительного влияния на эту исходную стадию. При проведении оставшейся части работ по разрыву будет добавляться расклинивающий наполнитель, в то время, как добавление спирта прекратится для того, чтобы позволить жидкости транспортировать расклинивающий наполнитель.
Необходимо отметить, что спирт также повышает утечку жидкости, используемой для разрыва. Для достижения низкой проницаемости, особенно если проницаемость пласта менее 1 миллиДарси, это не является недостатком, так как пласт, окружающий разрыв, будет пропитан жидкостью с улучшенными очищающими свойствами. Следовательно, при снижении давления жидкость сможет более легко вытекать из мат9 рицы, что дает лучшую очистку вдоль всей длины разрыва. Из-за значительной потери жидкости обычно не рекомендуется добавлять спирт при высокой проницаемости пласта.
В другом варианте данного изобретения спирт может быть включен в жидкость для предпропитки. Предпропитка представляет собой жидкость, обычно содержащую воду, растворитель и соль, такую как КС1, обычно подаваемую в пласт на самой ранней стадии работ по разрыву.
Должно быть понятно, что различные методы и композиции в соответствии с данным изобретением могут быть объединены таким образом, что, например, ослабляющие агенты различных типов могут быть использованы либо последовательно, либо одновременно. Ослабляющие агенты также могут быть частично включены в часть жидкости, например, в самую первую или самую последнюю жидкость. Например, быстродействующий ослабляющий агент обычно включают только в последнюю часть жидкости для избежания преждевременного ослабления исходной подаваемой жидкости. В некоторых случаях композиции в соответствии с данным изобретением также могут быть использованы, даже если они являются природными жидкостями, которые, в конце концов, ослабляют вязкоупругие поверхностноактивные жидкости для улучшения контроля за ослаблением.
Также должно быть понятно, что композиции для разрыва в соответствии с данным изобретением могут содержать, в дополнение к воде, электролитным поверхностно-активным веществам и ослабляющим агентам другие компоненты. Такими дополнительными компонентами являются, например, кислоты, основания, буферы, хелатирующие агенты для контроля многовалентных катионов, агенты для снижения температуры замерзания и подобные.
Даже если данное описание сфокусировано на обработке углеводородных скважин, методы и композиции в соответствии с данным изобретением могут быть использованы в других областях, где используются те же типы жидкостей, например, в водяных скважинах, при обработке для восстановления метана в угольном слое, и в способах захоронения или очистки земли или подземных вод от загрязнений.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показано действие добавления различных спиртов на реологию жидкости для типовой желирующейся композиции на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
на фиг. 2 показано действие концентрации метанола на нормализованную вязкость различных желирующихся композиций на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества при температуре от 60 до 80°С;
на фиг. 3 показан эффект добавления различных метилдиэфиров к вязкоупругому гелю;
на фиг. 4 показано действие аниона адипата, адипиновой кислоты на вязкость жидкости при нейтральном и низком рН, соответственно;
на фиг. 5 показано действие аниона глутарата и глутаровой кислоты на вязкость жидкости при нейтральном и низком рН, соответственно;
на фиг. 6 показано применение версатовой кислоты при низких и нейтральных рН;
на фиг. 7 показана сопротивляемость потоку по отношению ко времени закладки расклинивающего наполнителя, обработанного вязкоупругой поверхностно-активной жидкостью с и без инкапсулированного ослабляющего агента на основе персульфата аммония;
на фиг. 8 показана вязкость вязкоупругой поверхностно-активной жидкости, содержащей спирт с относительно высокой температурой плавления, где жидкость была сначала нагрета, затем охлаждена;
на фиг. 9 показана кинетика снижения вязкости вязкоупругой поверхностно-активной жидкости в присутствии отверждаемых расклинивающих наполнителей;
на фиг. 10 показана вязкость как функция от концентрации хлорида для растворов, содержащих 2,25 и 4,5 мас.% поверхностно-активного вещества ХЭМГА, соответственно.
Ниже описаны различные примеры ослабления гелеобразных концентрированных вязкоупругих поверхностно-активных веществ.
Пример 1. Добавление спирта
Вязкость водного раствора, содержащего вязкоупругие поверхностно-активные вещества, состоящие из четвертичных аммониевых солей с длинной цепью, снижают добавлением спирта. На фиг. 1 показано влияние добавления различных спиртов на реологию потока типовой желирующейся композиции на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, содержащей 3 мас.% хлорида эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммония (ХЭМГА), 1 мас.% изопропанола и 3 мас.% хлорида аммония.
Все тестируемые спирты значительно снижают вязкость при низкой скорости сдвига, причем эффективность возрастает с увеличением длины цепи (С1 до С5).
При использовании спирта с наименьшей длиной цепи (особенно метанола и этанола), при более высокой скорости сдвига, вязкость жидкости остается практически такой же, как у ссылочной жидкости, не содержащей спирта. Полагают, что во время образования разрыва большинство жидкостей для гидроразрыва подвержены скорости сдвига от около 20 до 150 с-1, следовательно, добавление спирта делает возможным снижение вязкости при низкой скорости сдвига (например, во время очистки), при этом практически не снижая эффективную вязкость в разрыве.
На фиг. 2 показано действие концентрации метанола на нормализованную вязкость (η18.1 с метанолом)/(Р18_1 без метанола) различных желирующихся композиций на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ при температуре от 60 до 80°С. При температуре 60°С гель А (3 мас.% поверхностно-активного вещества, 1 мас.% изопропанола, 3 мас.% ИН4С1) ослабляется примерно 0,5 мас.% метанола, в то время как 2 мас.% или менее метанола требуется для ослабления геля В (3,375 мас.% поверхностно-активного вещества, 1,125 мас.% изопропанола, 0,75 мас.% гм-полиакриламида, т.е. гидрофобно-модифицированного полиакриламида, 3 мас.% ИН4С1). При температуре 60°С гель С (3,375 мас.% поверхностно-активного вещества, 0,75 мас.% гм-полиакриламида, 3 мас.% ΝΗ·|Ο) переносит большую концентрацию метанола, чем гель В, но при температуре 80°С гель С легко ослабляется только 0,5% метанола. Таким образом, критическая концентрация спирта, требуемая для ослабления геля, зависит от типа спирта, композиции жидкости и температуры.
Пример 2. Добавление простого эфира
Метод основан на использовании сложного эфира (В'СООВ). который оказывает незначительное влияние на реологию вязкоупругого геля, но может разлагаться с выделением спирта (ВОН) при концентрации, большей или равной критической концентрации, требуемой для ослабления геля, где В' и В являются ароматическими, насыщенными или ненасыщенными углеводородными цепями.
В'СООВ + Н2О В'СООН + ВОН
Так как некоторые органические кислоты также эффективны для ослабления геля, содержащего ВУП (см. пример 3), добавление сложного эфира может, конечно, быть очень эффективным при условии, что гидролиз будет иметь место в подходящее время. Такое же действие может быть достигнуто использованием соответствующих двухосновных и трехосновных сложных эфиров.
На фиг. 3 показан эффект добавления различных метиловых диэфиров к гелю В, определенному в примере 1. В противоположность более гидрофобным диэфирам (диметилглутарат, диметиладипат, диметилдиэтилмалонат и диметилазелат), более гидрофильные сложные эфиры (диметилитаконат, диметилмалонат, диметилмалат и диметилоксалат) оказывают незначительное влияние на вязкость геля при низком сдвиге при добавлении в концентрации в интервале от 3 до 4 мас.%. При полном разложении 4 мас.% диметилоксалат образует 2,2 мас.% метанола, который, как показано на фиг. 2, является достаточным для ослабления геля В при температуре 60°С или геля С при температуре 80°С.
Подобным образом, более гидрофильные этиловые диэфиры, например, диэтилоксалат, или метиловые моноэфиры, например, метилацетат или метилформиат, могут быть использованы для достижения подобного отсроченного ослабления геля.
Пример 3. Добавление соли органической кислоты
Некоторые органические кислоты являются эффективными ослабляющими агентами для гелей. Кислота может быть инкапсулирована или иметь вид соли. Затем, в кислых условиях, происходят следующие реакции:
ВСОО- + Н+ ВСООН
Соль должна быть выбрана таким образом, чтобы ВСОО-оказывал незначительное или вообще не оказывал влияния в качестве эффективного противоиона в вязкоупругом геле. Примеры подходящих ионов включают:
анион салицилата/салициловая кислота: 2(НО)С6Н4СОО- + Н+ 2-(НО)С6Н4СООН анион адипата/адипиновая кислота: -ООС(СН2)4СОО- + 2Н+ НООС(СН2)4СООН анион версатата/версатовая кислота:
СэН19СОО- + Н+ С9Н19СООН анион глутарата/глутаровая кислота: -ООС(СН2)3СОО- + 2Н+ НООС(СЩ)эСООН
В этом примере рН исходной жидкости более чем рКа карбоновой кислоты, так что концентрация ВСОО- больше концентрации ВСООН. В подходящее время создается низкий рН, так что концентрация ВСООН возрастает и становится больше, чем концентрация ВСОО-. Низкий рН может быть создан при гидролизе сложного эфира, как объясняется в примере 1. Опять, тип сложного эфира и его концентрация подобраны таким образом, чтобы оказывалось незначительное, или вообще не оказывалось влияние на реологические свойства вязкоупругого поверхностно-активного геля.
На фиг. 4 показано влияние добавления адипиновой кислоты, при различном рН, на вязкость (измеренную при скорости сдвига 1 с-1, при температуре 25°С) на желирующуюся композицию, содержащую 3,375 мас.% хлорида эруцилметилбис(2гидроксиэтил) аммония (ХЭМГА), 1,125 мас.% изопропанола, 0,75 мас.% гм-полиакриламида и 4 мас.% хлорида калия. Анион адипата является эффективным противоионом, который увеличивает вязкость жидкости при нейтральном рН, но эквивалентные концентрации адипиновой кислоты снижают вязкость в условиях низкого рН.
Таким же образом, на фиг. 5 показано действие различных концентраций глутаровой кислоты при различных рН на вязкость, измеренную при скорости сдвига 1 с-1, при температуре 25°С, той же желирующейся композиции. Вязкость жидкости незначительно снижается анионом глутарата при нейтральном рН, но эквивалентные концентрации глутаровой кислоты снижают вязкость в условиях низкого рН.
Наконец, на фиг. 6 показано, что версатовая кислота является эффективным ослабляющим агентом в условиях низкого рН, но при нейтральном рН, если концентрации версатата и версатовой кислоты являются практически одинаковыми, вязкость геля остается высокой. Тесты, представленные на фиг. 6, проводили с желирующейся композицией, содержащей 4,5 мас.% хлорида эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммония (ХЭМГА), 1,5 мас.% изопропанола, 0,5 мас.% гм-полиакриламида и 3 мас.% хлорида аммония.
При использовании цвиттерионных поверхностно-активных веществ, таких как бетаиновые поверхностно-активные вещества, лимонная кислота НОС(СН2СО2Н)2СООН является предпочтительной ослабляющей системой.
Пример 4. Добавление соли органического сульфата
Спирты с длинной цепью могут быть получены кислотным гидролизом солей органических сульфатов, таких как (ί) Я-О8О3Х, где Я является насыщенной линейной углеводородной цепью и Х является щелочным металлом (например, лаурилсульфат натрия, С12Н258О4Ыа) или (й) ЯО(СН2СН2О)п8О4Х (сульфат простого эфира спирта), где Я является насыщенной линейной углеводородной цепью, обычно содержащей от 10 до 15 атомов углерода, η равно от 2 до 10 и Х является, обычно, натрием, магнием или аммонием.
Кислотный гидролиз Я-О8О3Х или ЯО (СН2СН2О)п8О/|Х при повышенных температурах (обычно >50°С) высвобождает серную кислоту, которая катализирует гидролиз, например, в кислых условиях, Я-О8О3Х + Н2О ЯОН + Н28О4. Определенные концентрации алкилсульфатов (например, лаурилсульфата натрия, С12Н258О4Ха) или сульфата простого эфира спирта (например, С14Н29О(СН2СН2О)2-38О4МН4) являются эффективными дополнительными поверхностно-активными веществами в вязкоупругих поверхностно-активных желирующихся композициях, где вязкоупругий поверхностно-активный компонент является катионным, например, хлорид эруцилметил-бис(2гидроксиэтил)аммония (ХЭМГА).
Таким образом, при применении в процессе разрыва низкие концентрации органических сульфатных дополнительных поверхностноактивных веществ могут быть использованы для увеличения предельного статического напряжения сдвига и вязкости во время закачивания и образования разрыва с использованием расклинивающего наполнителя, но затем для ослабления геля во время фазы обратного потока могут быть выделены значительные концентрации спирта с длинной цепью.
Пример 5. Добавление полимеров
При применении желирующихся композиций на основе вязкоупругого поверхностноактивного вещества, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества в сочетании с гидрофобно-модифицированными водорастворимыми полимерами, отсроченное выделение ослабляющего соединения может быть достигнуто гидролизом гидрофобных групп полимера. Например, спиртовой ослабляющий агент может быть образован кислотным гидролизом алкилакрилатных или алкилметакрилатных групп в сополимере с акриламидом, используя реакцию: [-СН2СН(СОК1Н2)]п[-СН2-СЯ'(СООЯ)]т+Н2О [-СН2-СН(СОК1Н2)]п[-СН2-СЯ'(СООН)]т+ ЯОН, где Я' является водородом или метилом и Я является линейной или разветвленной насыщенной углеводородной цепью.
В альтернативном методе ослабляющий агент на основе карбоновой кислоты может быть получен кислотным гидролизом: [-СН2-СН(СОИН2)]п[-СН2-СН(ООСЯ)]т+Н2О [-СН2-СН(СОИН2)]п[-СН2-СН(ОН)]т+ЯСООН, винилалканоатных групп в сополимере с акриламидом, где Я является линейной или разветвленной насыщенной углеводородной цепью.
Например, кислотный гидролиз сополимера винилнеодеканоата/акриламида дает версатовую кислоту, которая, как показано на фиг. 6, является эффективным ослабляющим агентом в условиях низкого рН. Тесты, представленные на фиг. 6, проводили с желирующейся композицией, содержащей 4,5 мас.% хлорида эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммония (ХЭМГА), 1,5 мас.% изопропанола, 0,5 мас.% гм-полиакриламида и 3 мас.% хлорида аммония; вязкость измеряли при температуре 25°С и скорости сдвига 1 с-1.
Пример 6. Инкапсулирование
Основную вязкоупругую поверхностноактивную жидкость получают добавлением к воде 3 объемных процентов ХЭМГА и 3 массовых процентов хлорида аммония. Эту жидкость затем используют для проведения двух тестов на проводимость с закладкой расклинивающего наполнителя при температуре 43 °С. В этих тестах смесь вязкой жидкости и расклинивающего наполнителя загружают в камеру. Камеру затем закрывают под давлением. Затем через камеру прокачивают насыщенный раствор соли и измеряют давление, необходимое для сохранения определенной скорости потока. Снижение сопротивляемости потоку указывает на то, что вязкая жидкость ослаблена. Замещение вязкой жидкости называется очисткой. Инкапсулированный персульфат аммония с концентрацией десять фунтов/тысячу галлонов (10 фт./1000 галл.) добавляют к жидкости в качестве ослабляющего агента для проведения одного теста на проводимость, и с концентрацией пятнадцать фунтов/тысячу галлонов (15 фт./1000 галл.) для проведения другого теста. В контрольном тесте на проводимость не используют никаких доба15 вок. Расклинивающий наполнитель представляет собой 20/40 меш Оттавский песок. Сравнительные результаты показаны на фиг. 7, где сопротивляемость давлению потока или обратного потока (указанная в вольтах на датчике давления) дана по отношению к времени и ПСА (персульфата аммония).
После закрытия во время проведения теста на проводимость капсулы инкапсулированного персульфата аммония разрушаются и выделяют персульфат аммония, который ослабляет вязкоупругую поверхностно-активную жидкость. Очевидно, что исходное давление очистки значительно меньше при наличии ослабляющего агента, и время, требуемое для достижения очистки, значительно короче.
Пример 7. Добавление гексафторфосфата натрия
Основную вязкоупругую поверхностноактивную жидкость получают добавлением к воде 2 объемных процентов ХЭМГА и 3 массовых процентов хлорида аммония. К частям этой жидкости добавляют различные количества гексафторфосфата натрия ИаРЕ6. Вязкость жидкости затем определяют при комнатной температуре (около 21°С) или при температуре 60°С. Результаты показаны в табл. 1 ниже.
Таблица 1
| мас. % ХаРЕб | сП при 21°С | сП при 60°С |
| 0.00 | 165 | 96 |
| 0.03 | 45 | |
| 0.04 | 33 | |
| 0.05 | 12 | 33 |
| 0.06 | 6 | 15 |
| 0.07 | 6 | 12 |
| 0.08 | 6 | 9 |
| 0.10 | 6 | 3 |
Данная таблица показывает, что гексафторфосфат натрия является эффективным для ослабления геля, и что степень ослабления может контролироваться изменением количества соли. Если она инкапсулирована, соль может выделяться при закрытии разрыва (разрушение капсул), и/или осмосом, и/или растворением.
Пример 8. Спирт, выделяемый при температуре плавления
Основную вязкоупругую поверхностноактивную жидкость получают добавлением к воде 2 объемных процентов ХЭМГА и 3 массовых процентов хлорида аммония. К этой жидкости добавляют 5 фт./1000 галл. С16-С18 спиртового ослабляющего агента с температурой плавления около 45±3°С. Контрольную жидкость без спирта - и тестируемую жидкость помещают в возвратно-поступательный капиллярный вискозиметр и вязкость контролируют при повышении температуры жидкости. Результаты показаны на фиг. 8. Отметки, расположенные слева от оси Υ, показывают температуру в градусах Фаренгейта; кривая температуры которая показывает, что максимальная температура достига ется приблизительно через 2 ч, представлена жирной линией. Вязкость контрольной жидкости представлена черными треугольниками; кривая вязкости тестируемой жидкости представлена пунктирной линией (для измерения вязкости шкала не дана).
Как только температура жидкости пересекает температуру плавления спирта, вязкость жидкости значительно падает. Позднее при тестировании температуру жидкости понижают до отметки ниже температуры плавления спирта. Вязкость жидкости не восстанавливается, что указывает на то, что способность системы образовывать мицеллы совершенно нарушена.
Пример 9. Расклинивающие наполнители с полимерным покрытием
Тесты на осаждение проводят при комнатной температуре, используя 200 мл градуированные цилиндры. Основная вязкоупругая поверхностно-активная жидкость для данных тестов состоит из 3 объемных процентов ХЭМГА и 4 мас.% хлорида калия, ее исходная вязкость составляет 168 сПз при скорости сдвига 170 с-1, измеренной на вискозиметре Еапп 35. Размер расклинивающего наполнителя, используемого во всех тестах, составляет 20/40 меш, что обеспечивает сравнимую площадь поверхности. Содержание полимера в отверждаемом расклинивающем наполнителе, используемом в данном эксперименте, изменяется от 1,8 до 4,0 мас.% в зависимости от спецификаций производителя, но является постоянным для каждого типа расклинивающего наполнителя. Используют следующий метод смешивания: 200 мл жидкости, объединенной с 100 г расклинивающего наполнителя (что равно загрузке расклинивающего наполнителя 4,2 фн/г (фунтов на галлон), энергично встряхивают в химическом стакане с получением гомогенной суспензии и переносят в градуированный 200 мл цилиндр. Наблюдают время, необходимое для видимого разделения и полного осаждения расклинивающего наполнителя. Вязкость жидкости измеряют на Еаии 35 и сравнивают с исходной вязкостью жидкости.
В табл. 2 сначала показано время осаждения для отверждаемых расклинивающих наполнителей с полимерным покрытием, а затем, в качестве ссылки, типичное время осаждения для расклинивающих наполнителей без покрытия. «Вязк. [сПз] @ 170 с-1» относится к вязкости в сантипуазах при скорости сдвига 170 с-1. Расклинивающие наполнители, обозначенные как (Вогбеп), получают от Вогбеп С11С1шса1. 1пс, 011Пс1б РтойисЪ, Нои81оп, ТХ;
расклинивающие наполнители, обозначенные как (8ап1то1), получают от 8ап1то1, Етекпо,
ТХ; расклинивающие наполнители, обозначенные как (САКВО), получают от САКВО Сега-т1С8 1пс, !τνίη§, ТХ.
Таблица 2
| Расклинивающий наполнитель с полимерным покрытием | Видимое разделение | Полное осаждение | Вязк.[сП] @ 170 с’1 |
| 8Ви (Вогдеп) | 3 ч 14 мин. | 4 ч 28 мин | 33 |
| 8Ви 6000 (Вогдеп) | 7 ч 16 мин | 21 ч 53мин | 33 |
| СК4000 В (Вогдеп) | 3 ч 40 мин | 4 ч 37 мин | 39 |
| ορΐί-ргор | 3 ч 54 мин | 5 ч 23 мин | 33 |
| 8Н8 (8ап1го1) | 20 мин | 40 мин | 30 |
| 8ЭС (8ап1го1) | 2 ч 2 мин | 2 ч 55 мин | 36 |
| 8ирег-ЬС (8ап1го1) | 1 ч 8 мин | 1 ч 47 мин | 33 |
| 8ирег ТВ (8ап1го1) | 4 ч 4 мин | 7 ч 18 мин | 87 |
| СК4000 В | 3 ч 40 мин | 4 ч 37 мин | 39 |
| АсТгас (Вогдеп) | 5 ч 42 мин | 7 ч 23 мин | 36 |
| Расклинивающий наполнитель без покрытия | Видимое разделение | Полное осаждение | Вязк.[сП] @ 170 с’1 |
| СагЬоРКОР (САКВО) | <23 ч 23 мин | 30 ч 8 мин | 159 |
| СагЬоН8Р (САКВО) | 1 ч 51 мин | 4 ч 22 мин | 153 |
| СагЬоЕСОХОРКОР (САКВО) | 6 ч 6 мин | 28 ч 50 мин | 156 |
| СагЬоЬТТЕ (САКВО) | 21 ч 39 мин | 27 ч 57 мин | 153 |
На фиг. 9 показана кинетика снижения вязкости ВУП жидкости в присутствии отверждаемых расклинивающих наполнителей (загрузка расклинивающего наполнителя 4,2 фн/г). Для ясного понимания данного рисунка фиг. 9 разделена. Фиг. 9 основана на результатах описанного выше теста и на результатах, представленных в табл. 2.
Пример 10. Медленно растворимые соединения
Основную вязкоупругую поверхностноактивную жидкость получают добавлением к воде 3 объемных процентов ХЭМГА и 3 мас.% процентов хлорида аммония. К этой жидкости добавляют 1 объемный процент жидкого додециламина, который не смешивается и образует эмульсию с основной жидкостью. Затем жидкость хранят при температуре 60°С. Вязкоупругую поверхностно-активную жидкость обследовали для определения ослабления через 4 ч.
Пример 11. Медленное разложение соединений
На фиг. 10 показано, как выделение хлорида влияет на вязкость вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Нижняя кривая (отмеченная ромбами), соответствующая концентрации 2,25 мас.% ХЭМГА, и верхняя кривая (закрашенные квадраты), соответствующая концентрации 4,5 мас.% ХЭМГА, показывают динамику вязкости при увеличении содержания хлорида. График показывает, что вязкость раствора достигает максимума при концентрации соли от 0,6 до 0,8 мас.% и быстро снижается при концентрации выше 1,5 мас.%. Для достижения необходимых изменений концентрации соли предполагается добавление алкилгалогенида, предпочтительно, алкилхлорида, к раствору ВУП.
Представленное выше описание определенных примеров данного изобретения не является полным списком всех возможных вариантов данного изобретения. Специалисты в данной области техники поймут, что возможны модификации определенных вариантов, описанных выше, которые не выходят за объем данного изобретения.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Композиция для обработки подземного пласта, включающая водную жидкость, включающую загущающее количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества и предшественник ослабляющей системы, которая снижает вязкость жидкости.
- 2. Композиция по п.1, в которой предшественник ослабляющей системы выбирают из по крайней мере одной из следующих солей: персульфат аммония, хлорид калия, гексафторфосфат натрия и салицилат натрия, и где указанные соли находятся в инкапсулированной форме.
- 3. Композиция по п.1, в которой предшественник ослабляющей системы содержит расклинивающий наполнитель с полимерным покрытием.
- 4. Композиция по п.1, в которой предшественник ослабляющей системы включает, по крайней мере, одно из следующих соединений: сложный эфир, карбоксилатный анион, соли на основе органического сульфата, в частности, сульфатов алкила и простого эфира, алкилгалогенид, алкилфосфат, арилфосфат или их смесь.
- 5. Композиция по п.4, в которой указанным ослабляющим агентом является С18-С20 алкилсульфат или их смесь.
- 6. Композиция по п.1, в которой предшественник ослабляющей системы включает по крайней мере одно из следующих соединений: С12-С18 спирт, алкиламины, в частности, додециламины, алканы, алкены, ароматические соединения и их смеси.
- 7. Композиция по п.1, в которой вязкоупругое поверхностно-активное вещество является анионным и/или катионным, и предшественник ослабляющей системы является медленнорастворимым поверхностно-активным веществом, имеющим гидрофильные головные группы, противоположно заряженные по отношению к гидрофильным головным группам анионного или катионного поверхностно-активного вещества вязкоупругой поверхностно-активной жидкости.
- 8. Композиция по п.1, в которой предшественник ослабляющей системы находится в виде наночастиц.
- 9. Композиция по п.1, в которой ослабляющая система содержит спирт, в частности, метанол или этанол.
- 10. Композиция по любому из предшествующих пунктов, в которой вязкоупругим поверхностно-активным веществом является хлорид эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммония.
- 11. Композиция для обработки подземного пласта, включающая водную жидкость, включающую загущающее количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества и лимонную кислоту.
- 12. Способ обработки подземного пласта подачей в скважину композиции по любому из пп.1-11, которая дает снижение вязкости жидкости после ее подачи, но не влияет существенно на ее вязкость на поверхности и во время подачи.
- 13. Способ по п.12, включающий предоставление предшественника, который выделяет ослабляющую систему, по крайней мере, одним из следующих способов: плавление, медленное растворение, реакция с соединением, присутствующим в жидкости или добавленным в жидкость во время или после стадии подачи, разрушение инкапсулирующей оболочки и деабсорбция ослабляющего агента, абсорбированного на твердых частицах.
- 14. Способ по п.12, в котором ослабляющая система включает карбоновую кислоту, выделенную из предшественника, включающего карбоксилатный анион, где указанное выделение осуществляется после снижения рН вязкоупругой поверхностно-активной жидкости посредством гидролиза сложного эфира.Скорость сдвига (1/сек)Фиг. 1
- 15. Способ по п.12, в котором ослабляющая система снижает вязкость низкого сдвига.
- 16. Способ по п.15, в котором ослабляющая система не приводит к значительному снижению вязкости высокого сдвига.
- 17. Способ по любому из пп.12-16, в котором ослабляющую систему добавляют к вязкоупругой жидкости во время стадии пропитки или предпропитки.
- 18. Способ по любому из пп.12-16, в котором указанная обработка включает, по крайней мере, одну из следующих стадий: заполнение скважинного фильтра гравием, гидравлический разрыв, кислотный разрыв и кислотная обработка.
- 19. Способ обработки подземного пласта первой подачей в скважину не содержащей твердые частицы водной жидкости, включающей загущающее количество катионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и спирт, выбранный из метанола и этанола, и затем подачей содержащей расклинивающий наполнитель водной жидкости, включающей загущающее количество указанного катионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US19475500P | 2000-04-05 | 2000-04-05 | |
| US21168400P | 2000-06-15 | 2000-06-15 | |
| PCT/EP2001/003832 WO2001077487A2 (en) | 2000-04-05 | 2001-04-03 | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200201067A1 EA200201067A1 (ru) | 2003-04-24 |
| EA004093B1 true EA004093B1 (ru) | 2003-12-25 |
Family
ID=26890374
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200201067A EA004093B1 (ru) | 2000-04-05 | 2001-04-03 | Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6881709B2 (ru) |
| EP (1) | EP1268976B1 (ru) |
| CN (1) | CN1288327C (ru) |
| AR (1) | AR028910A1 (ru) |
| AT (1) | ATE527434T1 (ru) |
| AU (2) | AU2001260178B2 (ru) |
| CA (2) | CA2649056C (ru) |
| EA (1) | EA004093B1 (ru) |
| EG (1) | EG22559A (ru) |
| MX (1) | MXPA02009684A (ru) |
| MY (1) | MY131256A (ru) |
| NO (1) | NO336379B1 (ru) |
| WO (1) | WO2001077487A2 (ru) |
Families Citing this family (183)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2365464B (en) | 2000-08-07 | 2002-09-18 | Sofitech Nv | Scale dissolver fluid |
| CA2437285C (en) | 2000-08-07 | 2009-11-03 | Schlumberger Canada Limited | Viscoelastic wellbore treatment fluids comprising oligomeric surfactants |
| US6762154B2 (en) * | 2000-09-21 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
| GB2393722A (en) | 2001-02-13 | 2004-04-07 | Schlumberger Holdings | Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications |
| US8785355B2 (en) | 2001-02-13 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic compositions |
| GB2372518B (en) | 2001-02-21 | 2003-04-16 | Schlumberger Holdings | Powder composition |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US7084095B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| US7326670B2 (en) | 2001-04-10 | 2008-02-05 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| GB2392466B (en) * | 2001-04-10 | 2005-06-08 | Bj Services Co | Well service fluid and method of making and using the same |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US7205262B2 (en) | 2001-12-12 | 2007-04-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction reducing composition and method |
| US7183239B2 (en) | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| US7405188B2 (en) | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
| US6929070B2 (en) | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| US7119050B2 (en) * | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| GB2383355A (en) | 2001-12-22 | 2003-06-25 | Schlumberger Holdings | An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant |
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| JP2005526887A (ja) * | 2002-05-24 | 2005-09-08 | スリーエム イノベイティブ プロパティズ カンパニー | 油回収のための表面改質ナノ粒子の使用 |
| US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
| US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
| US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
| RU2276675C2 (ru) * | 2002-10-09 | 2006-05-20 | Физический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова | Способ селективного ингибирования гелеобразования гидрофобно ассоциирующих веществ |
| US7378378B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology enhancers |
| US7345012B2 (en) * | 2004-12-15 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Foamed viscoelastic surfactants |
| US7115546B2 (en) * | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
| US7090882B2 (en) * | 2003-06-12 | 2006-08-15 | Cargill, Incorporated | Antimicrobial salt solutions for food safety applications |
| US7883732B2 (en) * | 2003-06-12 | 2011-02-08 | Cargill, Incorporated | Antimicrobial salt solutions for cheese processing applications |
| US7588696B2 (en) * | 2003-06-12 | 2009-09-15 | Cargill, Incorporated | Antimicrobial water softener salt and solutions |
| US7658959B2 (en) | 2003-06-12 | 2010-02-09 | Cargill, Incorporated | Antimicrobial salt solutions for food safety applications |
| US7148184B2 (en) | 2003-07-22 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Self-diverting foamed system |
| US7766099B2 (en) | 2003-08-26 | 2010-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates |
| US8167045B2 (en) | 2003-08-26 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand |
| US7271133B2 (en) * | 2003-09-24 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations |
| US7341107B2 (en) * | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
| US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
| US8183186B2 (en) | 2004-02-10 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-based particulates and methods of use |
| US20060166834A1 (en) * | 2004-02-10 | 2006-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising substantially hydrated cement particulates |
| US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
| US9512346B2 (en) * | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
| US7341104B2 (en) * | 2004-02-10 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using substantially hydrated cement particulates in subterranean applications |
| US7086466B2 (en) * | 2004-02-10 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of substantially hydrated cement particulates in drilling and subterranean applications |
| US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
| US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US20050215516A1 (en) * | 2004-03-29 | 2005-09-29 | Claudio Bucolo | New free-radical scavenger containing viscoelastic composition, methods of use and package |
| US7534745B2 (en) * | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| US8196659B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
| US8567502B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-10-29 | Baker Hughes Incorporated | Filtration of dangerous or undesirable contaminants |
| US7723272B2 (en) * | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
| US9029299B2 (en) * | 2004-05-13 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles |
| US8499832B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Re-use of surfactant-containing fluids |
| US8226830B2 (en) | 2008-04-29 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Wastewater purification with nanoparticle-treated bed |
| US7703531B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments |
| US7541318B2 (en) | 2004-05-26 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations |
| US7344345B2 (en) * | 2004-05-27 | 2008-03-18 | Southco, Inc. | Captive shoulder nut having spring tie-down |
| US7939472B2 (en) | 2004-06-07 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| US7595284B2 (en) * | 2004-06-07 | 2009-09-29 | Crews James B | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
| US7244694B2 (en) | 2004-09-02 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses |
| US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
| US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
| US7237608B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Self diverting matrix acid |
| US7279446B2 (en) * | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
| US7341980B2 (en) * | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
| US7696134B2 (en) | 2005-03-16 | 2010-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Unsaturated fatty acids and mineral oils as internal breakers for VES-gelled fluids |
| US7645724B2 (en) * | 2005-03-16 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and use of mono- and polyenoic acids for breaking VES-gelled fluids |
| US7347266B2 (en) * | 2005-09-15 | 2008-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids |
| US8044106B2 (en) | 2005-03-16 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids |
| US7728044B2 (en) | 2005-03-16 | 2010-06-01 | Baker Hughes Incorporated | Saponified fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids |
| US7696135B2 (en) | 2005-03-16 | 2010-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Use of oil-soluble surfactants as breaker enhancers for VES-gelled fluids |
| US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US7448451B2 (en) | 2005-03-29 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7655603B2 (en) * | 2005-05-13 | 2010-02-02 | Baker Hughes Incorported | Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
| US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
| US20070042913A1 (en) | 2005-08-17 | 2007-02-22 | Hutchins Richard D | Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof |
| US7261160B2 (en) * | 2005-09-13 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US20070060482A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US8921285B2 (en) | 2005-09-15 | 2014-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Particles slurried in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
| US7967068B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
| US7615517B2 (en) * | 2005-09-15 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids |
| US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US20070125542A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Akzo Nobel N.V. | High temperature gellant in low and high density brines |
| US7588085B2 (en) | 2005-12-07 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
| US8486472B2 (en) * | 2006-01-18 | 2013-07-16 | Cargill, Incorporated | Antimicrobial salt solutions for food safety applications |
| US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
| US8613320B2 (en) * | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
| US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| US8735178B2 (en) * | 2006-03-27 | 2014-05-27 | University Of Kentucky Research Foundation | Withanolides, probes and binding targets and methods of use thereof |
| US7798224B2 (en) | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
| US7500521B2 (en) | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
| US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
| US8567503B2 (en) * | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
| US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
| US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US7287590B1 (en) * | 2006-09-18 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield fluids |
| US8067342B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids |
| US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US8008236B2 (en) | 2006-10-27 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| US8012914B2 (en) * | 2006-10-27 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| CA2611803C (en) * | 2006-11-22 | 2013-03-19 | Bj Services Company | Well treatment fluid containing viscoelastic surfactant and viscosification activator |
| US7718584B2 (en) | 2006-12-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
| US8815785B2 (en) * | 2006-12-29 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilization of surfactant as conformance materials |
| US7727935B2 (en) * | 2006-12-29 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
| US7939471B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
| US7997342B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
| US8220548B2 (en) * | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US20080169103A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | Carbajal David L | Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods |
| US7992640B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Organic acid treating fluids with viscoelastic surfactants and internal breakers |
| US7942215B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids for oil and gas reservoirs with high carbonate contents |
| US8544565B2 (en) | 2007-01-23 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Lost circulation control fluids for naturally fractured carbonate formations |
| US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
| US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8476203B2 (en) * | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US9145510B2 (en) * | 2007-05-30 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US7431089B1 (en) * | 2007-06-25 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations |
| AU2008279649A1 (en) * | 2007-07-23 | 2009-01-29 | Verutek Technologies, Inc. | Enhanced biodegradation of non-aqueous phase liquids using surfactant enhanced in-situ chemical oxidation |
| EP2203262B1 (en) * | 2007-09-26 | 2012-11-14 | Verutek Technologies, Inc. | Method for soil and water remediation |
| US8114818B2 (en) * | 2008-01-16 | 2012-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for altering the viscosity of treatment fluids used in subterranean operations |
| US8895483B2 (en) * | 2008-05-05 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Disproportionate permeability reduction using a viscoelastic surfactant |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| CA2728987C (en) | 2008-05-16 | 2018-12-04 | Verutek Technologies, Inc. | Green synthesis of nanometals using plant extracts and use thereof |
| EP2135914A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-23 | Schlumberger Holdings Limited | Method for providing thixotropy to fluids downhole |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US9315712B2 (en) * | 2009-04-07 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactants and methods of making and using same |
| US9121674B2 (en) | 2009-05-13 | 2015-09-01 | Milmark Technologies, Inc. | Armor |
| US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
| US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
| US20110017457A1 (en) * | 2009-07-21 | 2011-01-27 | Samuel Mathew M | Environmental compositions and methods for well treatment |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| US8813845B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use |
| US20110110723A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-05-12 | Verutek Technologies, Inc. | Green synthesis of nanometals using fruit extracts and use thereof |
| RU2009137265A (ru) * | 2009-10-09 | 2011-04-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ формирования изолирующей пробки |
| EP2488213A4 (en) * | 2009-10-14 | 2014-03-12 | Verutek Technologies Inc | OXIDATION OF ENVIRONMENTAL CHARACTERISTICS WITH VALUABLE MANGANIC OXIDES |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| US8347960B2 (en) * | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
| US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8418761B2 (en) | 2010-07-29 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-responsive high viscosity pill |
| US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
| WO2012064213A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Method to enhance fiber bridging |
| US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
| US9163173B2 (en) | 2011-12-15 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US8778852B2 (en) * | 2012-01-24 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Breaking viscoelastic surfactant gelled fluids using breaker nanoparticles |
| US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
| CN102925124B (zh) * | 2012-10-12 | 2015-12-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油层暂堵组合物及应用方法 |
| CN103849372A (zh) * | 2012-11-30 | 2014-06-11 | 亿利资源集团有限公司 | 一种压裂支撑剂及其制备方法 |
| US20150315457A1 (en) * | 2012-12-03 | 2015-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating subterranean formation |
| WO2014138445A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing the complexity of a fracture network within a subterranean formation |
| US9670399B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
| US10240447B2 (en) | 2013-09-26 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation |
| CA2954569A1 (en) | 2014-07-21 | 2016-01-28 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Controlled release granule with water resistant coating |
| WO2016081220A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Powdermet, Inc. | Polymer coated proppant |
| WO2016083322A1 (en) * | 2014-11-24 | 2016-06-02 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids |
| BR112017010322A2 (pt) * | 2014-11-24 | 2017-12-26 | Akzo Nobel Chemicals Int Bv | composição, método de tratamento de formação subterrânea, e, uso no tratamento de formação subterrânea |
| CN104549077B (zh) * | 2014-12-25 | 2016-08-17 | 中国石油大学(北京) | 一种阴阳离子表面活性剂混合体系凝胶及其制备方法 |
| US10913888B2 (en) * | 2016-04-07 | 2021-02-09 | Molecular Rebar Design, Llc | Nanotube mediation of degradative chemicals for oil-field application |
| US10047279B2 (en) * | 2016-05-12 | 2018-08-14 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising polymeric viscosity modifiers |
| MX2020003345A (es) * | 2017-11-09 | 2020-09-17 | Halliburton Energy Services Inc | Métodos y composiciones para la acidificación y estabilización de formaciones de caras de fractura en el mismo tratamiento. |
| CN107691475A (zh) * | 2017-11-21 | 2018-02-16 | 安徽省伟业净化设备有限公司 | 一种手术室墙体消毒液的制备方法 |
| US11332563B2 (en) | 2018-07-30 | 2022-05-17 | Ecolab Usa Inc. | Fast dissolving, water soluble, hydrophobically-modified polyelectrolytes |
| US11220624B2 (en) | 2018-07-30 | 2022-01-11 | Championx Usa Inc. | Salt-tolerant, fast-dissolving, water-soluble rheology modifiers |
| US11319478B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| CN110628407A (zh) * | 2019-09-30 | 2019-12-31 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 滑溜水用洗油剂及其制备方法及滑溜水体系 |
| WO2021071952A1 (en) | 2019-10-07 | 2021-04-15 | Mitsubishi Gas Chemical Company, Inc. | Acid matrix applications: well stimulation and completion fluids using viscoelastic surfactants and modified additives |
| WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| BR102020006183A2 (pt) * | 2020-03-26 | 2021-09-28 | Universidade Estadual De Campinas - Unicamp | Composição de fluido ácido divergente para estimulação de reservatório por acidificação matricial |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Family Cites Families (54)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3292698A (en) | 1964-06-26 | 1966-12-20 | Mobil Oil Corp | Treating permeable formations with aqueous positive nonsimple flooding liquids |
| US3342261A (en) | 1965-04-30 | 1967-09-19 | Union Oil Co | Method for recovering oil from subterranean formations |
| US3361213A (en) | 1965-09-13 | 1968-01-02 | Mobil Oil Corp | Method of decreasing friction loss in turbulent liquids |
| US3760881A (en) | 1971-05-24 | 1973-09-25 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells with fluids containing complexes |
| CA997547A (en) | 1972-01-03 | 1976-09-28 | Marathon Oil Company | Temperature-inverted fracturing fluid |
| US3830302A (en) | 1973-06-25 | 1974-08-20 | Marathon Oil Co | Method for improving oil-water ratios in oil producing wells |
| US3928215A (en) | 1973-06-29 | 1975-12-23 | Marathon Oil Co | High fluidity cutting oils which exhibit retro-viscous properties |
| US3956173A (en) | 1974-07-05 | 1976-05-11 | Hercules Incorporated | Preparation of gels based on carrageenan |
| US4113631A (en) | 1976-08-10 | 1978-09-12 | The Dow Chemical Company | Foaming and silt suspending agent |
| US4061580A (en) | 1976-09-08 | 1977-12-06 | The Lubrizol Corporation | Thickened aqueous compositions for well treatment |
| US4148736A (en) | 1976-09-30 | 1979-04-10 | Phillips Petroleum Company | Oil recovery process using viscosified surfactant solutions |
| CA1109356A (en) | 1978-01-23 | 1981-09-22 | Lewis R. Norman | Gelled aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
| US4418755A (en) | 1979-02-14 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations |
| US4324669A (en) | 1979-11-19 | 1982-04-13 | Halliburton Company | Foamed high viscosity aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
| US4725372A (en) | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
| US4432881A (en) | 1981-02-06 | 1984-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-dispersible hydrophobic thickening agent |
| US4615825A (en) | 1981-10-30 | 1986-10-07 | The Dow Chemical Company | Friction reduction using a viscoelastic surfactant |
| US4695389A (en) | 1984-03-16 | 1987-09-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4591447A (en) | 1984-03-16 | 1986-05-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4735731A (en) | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
| US4806256A (en) | 1984-06-18 | 1989-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-based hydraulic fluids |
| WO1994009852A1 (en) | 1992-03-09 | 1994-05-11 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| US5258137A (en) | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| US4790958A (en) | 1986-02-21 | 1988-12-13 | The Dow Chemical Company | Chemical method of ferric ion removal from acid solutions |
| US4741401A (en) | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| US5093448A (en) | 1987-12-21 | 1992-03-03 | Exxon Research And Engineering Company | Polymerizable cationic visco-elastic monomer fluids |
| US5036136A (en) | 1987-12-21 | 1991-07-30 | Exxon Research And Engineering Company | Mixtures of colloidal rod-like viscoelastic fluids and anionic-alkyl containing copolymers |
| US5009799A (en) | 1988-02-16 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method |
| US4975482A (en) | 1989-08-18 | 1990-12-04 | Exxon Research & Engineering Company | Viscoelastic fluids formed through the interaction of polymerizable vesicles and alkyl-containing polymers (C-2381) |
| SU1724859A1 (ru) | 1989-10-27 | 1992-04-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений |
| US5102559A (en) * | 1989-12-14 | 1992-04-07 | Exxon Research And Engineering Company | Encapsulated breaker chemical with a multi-coat layer urea |
| US5101903A (en) | 1990-09-04 | 1992-04-07 | Akzo Nv | Method for modifying the permeability of an underground formation |
| US5164099A (en) * | 1990-12-06 | 1992-11-17 | The Western Company Of North America | Encapsulations for treating subterranean formations and methods for the use thereof |
| US5203411A (en) | 1992-03-11 | 1993-04-20 | The Dow Chemical Company | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants |
| US5310002A (en) | 1992-04-17 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Gas well treatment compositions and methods |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| GB9506806D0 (en) | 1995-04-01 | 1995-05-24 | Univ Leeds | Improvements relating to polymers |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6035936A (en) * | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| US5979555A (en) | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
| GB2332223B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids |
| GB2332224B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| GB2335679B (en) | 1998-03-27 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids |
| GB2335680B (en) | 1998-03-27 | 2000-05-17 | Sofitech Nv | Method for water control |
| US6192985B1 (en) * | 1998-12-19 | 2001-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for maximizing fracture fluid clean-up |
| CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
| US6140277A (en) * | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
| US6432885B1 (en) * | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| AU5793600A (en) | 1999-09-22 | 2001-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent |
| US6399546B1 (en) * | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
-
2001
- 2001-04-03 EA EA200201067A patent/EA004093B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-04-03 AU AU2001260178A patent/AU2001260178B2/en not_active Ceased
- 2001-04-03 AU AU6017801A patent/AU6017801A/xx active Pending
- 2001-04-03 CN CNB018092004A patent/CN1288327C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2001-04-03 MX MXPA02009684A patent/MXPA02009684A/es active IP Right Grant
- 2001-04-03 AT AT01933791T patent/ATE527434T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-04-03 WO PCT/EP2001/003832 patent/WO2001077487A2/en active IP Right Grant
- 2001-04-03 CA CA2649056A patent/CA2649056C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-04-03 CA CA002405256A patent/CA2405256C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-04-03 EP EP01933791A patent/EP1268976B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-04 MY MYPI20011592A patent/MY131256A/en unknown
- 2001-04-04 US US09/826,127 patent/US6881709B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-04 AR ARP010101605A patent/AR028910A1/es not_active Application Discontinuation
- 2001-04-04 EG EG20010340A patent/EG22559A/xx active
-
2002
- 2002-09-30 NO NO20024685A patent/NO336379B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2649056C (en) | 2010-10-26 |
| US6881709B2 (en) | 2005-04-19 |
| US20020004464A1 (en) | 2002-01-10 |
| EA200201067A1 (ru) | 2003-04-24 |
| CN1288327C (zh) | 2006-12-06 |
| AU6017801A (en) | 2001-10-23 |
| EP1268976A2 (en) | 2003-01-02 |
| MXPA02009684A (es) | 2003-04-22 |
| CA2405256C (en) | 2009-06-02 |
| AU2001260178B2 (en) | 2005-12-15 |
| CA2649056A1 (en) | 2001-10-18 |
| AR028910A1 (es) | 2003-05-28 |
| WO2001077487A2 (en) | 2001-10-18 |
| NO20024685L (no) | 2002-10-04 |
| ATE527434T1 (de) | 2011-10-15 |
| CA2405256A1 (en) | 2001-10-18 |
| WO2001077487A3 (en) | 2002-03-28 |
| NO336379B1 (no) | 2015-08-10 |
| MY131256A (en) | 2007-07-31 |
| EP1268976B1 (en) | 2011-10-05 |
| EG22559A (en) | 2003-04-30 |
| CN1427919A (zh) | 2003-07-02 |
| NO20024685D0 (no) | 2002-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA004093B1 (ru) | Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ | |
| US6908888B2 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| AU2001260178A1 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| AU2001260178A2 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| US7207388B2 (en) | Non-Damaging Fluid-Loss Pill and Method of Using the Same | |
| US6165947A (en) | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations | |
| US8383557B2 (en) | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer | |
| US7723272B2 (en) | Methods and compositions for fracturing subterranean formations | |
| BRPI0609052A2 (pt) | composição para tratamento de poços, método para produção de uma composição para tratamento de poços, e método de fraturamento de uma formação subterránea | |
| EP2099878A1 (en) | Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same | |
| US8955588B2 (en) | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid | |
| WO2018160265A9 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
| US11820934B2 (en) | Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids | |
| WO2024091462A1 (en) | Bridging particle and fluid loss control agent | |
| CA2405154A1 (en) | Method of oil/gas well stimulation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |