EA007350B1 - Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ - Google Patents
Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ Download PDFInfo
- Publication number
- EA007350B1 EA007350B1 EA200500192A EA200500192A EA007350B1 EA 007350 B1 EA007350 B1 EA 007350B1 EA 200500192 A EA200500192 A EA 200500192A EA 200500192 A EA200500192 A EA 200500192A EA 007350 B1 EA007350 B1 EA 007350B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- viscosity
- surfactant
- viscoelastic
- liquid
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 71
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 claims description 13
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 11
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 11
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 claims description 9
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims description 6
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group 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 claims description 4
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 claims description 3
- WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;styrene Chemical group O=C1OC(=O)C=C1.C=CC1=CC=CC=C1 WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 claims description 2
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 claims description 2
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims 5
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical group C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 34
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 30
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 16
- 238000002844 melting Methods 0.000 abstract description 12
- 230000008018 melting Effects 0.000 abstract description 12
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 abstract description 10
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 abstract description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract description 6
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract description 6
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 4
- 239000002243 precursor Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- -1 alcohol sulfates Chemical class 0.000 description 27
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 7
- PMUNIMVZCACZBB-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethylazanium;chloride Chemical compound Cl.NCCO PMUNIMVZCACZBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 6
- 150000002148 esters Chemical class 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
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 6
- OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 8-methyl Nonanoic acid Chemical compound CC(C)CCCCCCC(O)=O OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 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
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 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
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 4
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 4
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 4
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N anhydrous glutaric acid Natural products OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 4
- YSEKNCXYRGKTBJ-UHFFFAOYSA-N dimethyl 2-hydroxybutanedioate Chemical compound COC(=O)CC(O)C(=O)OC YSEKNCXYRGKTBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 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
- 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
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 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
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical group CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 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
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 241000132007 Bahia Species 0.000 description 1
- 229930194845 Bahia Natural products 0.000 description 1
- 239000004135 Bone phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) 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
- 235000017858 Laurus nobilis Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LOMVENUNSWAXEN-UHFFFAOYSA-N Methyl oxalate Chemical compound COC(=O)C(=O)OC LOMVENUNSWAXEN-UHFFFAOYSA-N 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
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 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
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-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
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 description 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229920001448 anionic polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 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
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 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
- XTDYIOOONNVFMA-UHFFFAOYSA-N dimethyl pentanedioate Chemical compound COC(=O)CCCC(=O)OC XTDYIOOONNVFMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 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
- 125000004494 ethyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 229940005667 ethyl salicylate Drugs 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
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 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
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 150000002888 oleic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004028 organic sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent 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
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M salicylate Chemical compound OC1=CC=CC=C1C([O-])=O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M sodium cyanate Chemical compound [Na]OC#N ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- 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
- C09K8/52—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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/706—Encapsulated breakers
-
- 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
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Thermotherapy And Cooling Therapy Devices (AREA)
- Bedding Items (AREA)
Abstract
Описаны способы и композиции для контролируемого добавления компонентов, снижающих вязкость вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ, или для контролируемого изменения концентрации электролита или состава вязкоупругих жидкостей на основе ПАВ. Один из аспектов данного изобретения относится к применению внутренних агентов для понижения вязкости с замедленным активированием. Другой аспект данного изобретения относится к применению предшественников, высвобождающих расщепляющую систему, например спирт, в результате таких процессов, как плавление, медленное растворение, взаимодействие с соединением, присутствующим в жидкости или добавляемым в жидкость во время или после стадии инжектирования, разрыв капсулирующего покрытия и деадсорбция понижающего вязкость агента, абсорбированного в твердых частицах. В соответствии со следующим аспектом данного изобретения спирты включают в подушку для снижения вязкости при низком уровне сдвига, а также для снижения сопротивления потока жидкостей для обработки во время желаемой фазы обработки.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к композициям и способам для снижения вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ (ВЭП), особенно подходящих для обработки подземных образований, а также нефтяных и газовых скважин.
Уровень техники
Вязкоупругие жидкости на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) обычно получают, смешивая соответствующие количества подходящих поверхностно-активных веществ, таких как ионные, катионные, неионогенные и цвиттерионные ПАВ. Вязкость вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ обуславливается трехмерной структурой, образуемой компонентами в жидкостях. Если концентрация ПАВ в вязкоупругой жидкости существенно превышает критический уровень, в большинстве случаев в присутствии электролита, то молекулы поверхностно-активного вещества собираются в агрегаты, такие как мицеллы, способные взаимодействовать с образованием сети, обладающей упругими свойствами. В дальнейшей части данного описания термин «мицелла» используется как родовой термин, означающий организованные взаимодействующие группы.
Вязкоупругие растворы на основе поверхностно-активных веществ обычно получают, добавляя определенные реагенты к концентрированным растворам ПАВ, зачастую включающим длинноцепочечные соли четвертичного аммония, такие как бромид цетилтриметиламмония (СТАВ). Обычными реагентами, придающими вязкоупругость растворам поверхностно-активных веществ, являются соли, такие как хлорид аммония, хлорид калия, салицилат натрия и изоцианат натрия, а также неионогенные органические молекулы, такие как хлороформ. Содержание электролита в растворах ПАВ также является важной характеристикой для регулирования их вязкоупругих свойств.
Предпринимались настойчивые попытки использования таких вязкоупругих поверхностноактивных веществ в качестве жидкостей для обработки буровых скважин. В качестве ссылок могут быть приведены, например, патенты США №№ 4695389, 4725372, 5551516, 5964295 и 5979557.
Введение дополнительных компонентов в жидкость может вызвать резкое понижение ее вязкости, называемое «расщеплением». Это может происходить даже с такими компонентами, как вода или электролиты, которые уже могут присутствовать в жидкости. Например, в нефтяных месторождениях вязкость вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ снижают или устраняют воздействием пластовых флюидов (к примеру, сырая нефть, конденсат и/или вода); и такое снижение или потеря вязкости приводит к очистке резервуара, трещины или иного обрабатываемого участка.
Однако в некоторых обстоятельствах требуется более тщательный контроль подобного снижения вязкости, например при необходимости снижения вязкости жидкости в определенное время или в определенных условиях, когда требуется ускорить снижение вязкости или когда природный поток жидкостей коллектора (к примеру, в коллекторах сухого газа) не расщепляется или расщепляет вязкоупругую жидкость на основе поверхностно-активных веществ не полностью. В данном описании представлены композиции и способы, применяемые для снижения вязкости вязкоупругих жидкостей на основе ПАВ.
Для традиционных жидкостей на основе полимеров, применяемых при стимулировании и т.п., обычно используют гелевые агенты для снижения вязкости, поскольку, в отличие от вязкоупругой жидкости на основе ПАВ, жидкости на основе полимера не расщепляются спонтанно при контакте с углеводородами или водными пластовыми флюидами. Если высоковязкий флюид остается в пласте, это приводит к снижению его проницаемости и, следовательно, к снижению уровня производства. Наиболее широко используемыми агентами для снижения вязкости являются окислители и энзимы. Указанные агенты могут быть растворены или суспендированы в жидкой (водная, безводная или эмульсия) фазе жидкости для обработки и подвергнуты воздействию полимера на протяжении всего процесса обработки («внутреннее» добавление) либо подвергнуты воздействию жидкости через некоторое время после обработки («внешнее» добавление). Наиболее часто используемые «внутренние» способы и композиции для традиционных систем на основе полимеров включают растворимые окислители или энзимы; наиболее часто используемые внешние способы и композиции включают инкапсулированные энзимы или инкапсулированные окислители либо пред-, или пост- промывание струей жидкости, содержащей понижающие вязкость агенты. Снижение вязкости может происходить в буровой скважине, гравийном уплотнении, фильтровальной лепешке, каменной материнской породе, в трещине либо в иной добавленной или созданной среде.
В патенте ИК СВ2332223, озаглавленном Уксое1акйс 8игГас1ап1 Ьакеб деШид сошрокйюп 1ог \ге11Ьоге кегу1се Г1шбк, Нидйек, 1опек и ΤιικΙίη описывают способы замедления и контроля повышения вязкости и желатинизации вязкоупругих желатинизирующих композиций на основе поверхностно-активных веществ. Указанные способы применяют для облегчения введения замедляющей повышение вязкости жидкости («прегель») в пористую среду, затем способствующей началу образования вязкоупругого геля ίη κίΐι.ι.
Воке е1 а1. в патенте США № 4735731 описывают несколько способов обратимого снижения вязкости растворов на основе ВЭП путем их проникновения через поверхность. Указанные способы включают нагревание/охлаждение жидкости, регулирование рН или контакт жидкости с эффективным количеством смешивающегося или несмешивающегося водорода, а затем воздействие на жидкость условий, по существу, восстанавливающих ее вязкость. Обратимой обработке, описанной Воке, могут быть подвергнуты
- 1 007350 жидкости для бурения таким образом, что жидкость, закачанная в скважину, обладает достаточной вязкостью для того, чтобы вынести обломки на поверхность, но может быть расщеплена на поверхности с целью удаления твердой фазы. Способы расщепления, описанные Козе, не применяют для снижения вязкости вязкоупругого раствора в скважине, более того, они оказывают немедленное воздействие на вязкость жидкости.
Поэтому существует потребность в способах снижения вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ после подземной обработки нефтяных или газовых скважин в определенное время или в определенных условиях и/или в том случае, когда они не расщепляются природным потоком коллекторных жидкостей.
Сущность изобретения
Описаны композиции и способы инициации, контроля или улучшения очистки вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ с помощью понижающих вязкость агентов. Указанные агенты могут быть внутренними, наружными или смесью тех и других. Данные композиции и способы, в основном, касаются, но не ограничиваются ими, понижающих вязкость агентов для вязкоупругих систем на основе катионных поверхностно-активных веществ, таких как эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммонийхлорид («ЕМНАС»); цвиттерионных поверхностно-активных веществ, таких как бетаиновые ПАВ; и анионных поверхностно-активных веществ, таких как производные олеиновой кислоты. Однако описываемые здесь способы и композиции также предназначены для снижения вязкости вязкоупругих жидкостей на основе анионных, катионных, неионогенных и цвиттерионных ПАВ.
Известно, что различные виды спиртов, органических кислот и солей снижают вязкость вязкоупругого геля или даже полностью расщепляют его. Было установлено, что указанные понижающие вязкость агенты оказывают следующее воздействие на исследованные композиции.
| Тип понижающих вязкость агентов —> Тип поверхностно-активного вещества Ф | Соли | Спирты | Кислоты |
| Катионное | хор. | хорошие | оч.слаб. |
| Анионное | хор. | хорошие | хорошие |
| Цвиттерионное | слаб. | хорошие | хорошие |
Кроме того, было также установлено, что некоторые полиэлектролиты действуют как жидкие понижающие вязкость агенты на основе ВЭП. Не ограничивая объем данного изобретения, авторы полагают, что существуют, по меньшей мере, 2 различных механизма действия полиэлектролитов. Если полиэлектролит и поверхностно-активное вещество имеют противоположные заряды, то такие понижающие вязкость агенты действуют путем нейтрализации зарядов. Если они имеют одинаковые заряды, то такие понижающие вязкость агенты действуют путем мицеллярного разрушения (подобно разрушающему действию углеводородов на жидкости на основе ВЭП). При использовании цвиттерионных поверхностноактивных веществ действуют оба механизма. Расщепляющее действие таких полиэлектролитов происходит немедленно. Поэтому в предпочтительном варианте полиэлектролиты заключены в капсулы.
Один из аспектов данного изобретения касается способов и композиций для замедленного расщепления указанных вязкоупругих желатинизирующих композиций на основе поверхностно-активных веществ без значительного или существенного ухудшения начальных свойств жидкостей, необходимых для суспендирования расклинивающего наполнителя и его транспортировки во время образования трещины. Таким образом, данное изобретение касается способа обработки подземной формации путем инжектирования в скважину водной жидкости, содержащей загущающее количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества, который (способ) включает получение расщепляющей системы или предшественника расщепляющей системы, вызывающего снижение вязкости жидкости после его инжектирования, но не оказывающего существенного воздействия на ее вязкость на поверхности или во время инжектирования. Оптимизированные составы гарантируют, что вязкоупругий гель, быстро образующийся на поверхности, сохраняет стабильность во время перекачивания и подачи в трещины. Затем через некоторое время вязкость геля существенно снижается в результате контролируемого высвобождения расщепляющей гель системы.
Следующая упрощенная последовательность описывает предпочтительное применение композиций в соответствии с настоящим изобретением.
(A) На поверхности, во время закачивания и заполнения трещины расклинивающим наполнителем закачивают известный вязкоупругий гель на основе поверхностно-активных веществ и вводят в него добавку А.
(B) После изменения направления закачивания (режим обратного потока)
-2007350 добавка А (либо в результате внутреннего процесса, либо после добавления второй добавки) высвобождает, по меньшей мере, один компонент В, снижающий концентрацию вязкоупругого геля на основе поверхностно-активных веществ. Оба процесса предназначены для замедления эффекта снижения концентрации геля до того времени, пока вязкоупругий гель на основе ПАВ не окажется в трещине и в формации.
Таким образом, в соответствии с одним из аспектов данного изобретения разработан предшественник, высвобождающий расщепляющую систему в результате, по меньшей мере, одного из следующих процессов: плавление, медленное растворение, взаимодействие с соединением, присутствующим в жидкости или добавленным к ней во время или после стадии инжектирования, разрыв капсулирующего покрытия и деадсорбция понижающего вязкость агента, абсорбированного в твердых частицах.
Исходная добавка А, применяемая в качестве внутреннего понижающего вязкость агента, предпочтительно представляет собой растворимое в воде соединение. Свойства добавки А, в частности гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) и характеристики заряда, таковы, что ее присутствие не оказывает существенного влияния на свойства вязкоупругого геля на основе поверхностно-активных веществ до взаимодействия, обеспечивающего достаточную концентрацию компонента В (и, в некоторых случаях, больше реакционных продуктов) для разрушения мицелл и снижения концентрации геля жидкости и ее вязкости во время обратного течения.
Предпочтительные примеры добавки А включают сложные эфиры, изотионаты, саркозинаты, сульфаты спирта, сульфаты простого эфира спирта, сульфаты простого эфира фенолоспирта, анионы карбоксилата, анионы этоксикарбоксилата, карбоксилаты сложного эфира, а также полиэлектролиты. Указанные соединения взаимодействуют, высвобождая спирт или расщепитель карбоновой кислоты, например, в результате гидролиза.
Другой аспект данного изобретения относится к инкапсулированным солям. Вязкоупругие жидкости на основе поверхностно-активных веществ приобретают вязкость путем образования мицелл в присутствии электролита. Мицеллы могут иметь самые различные формы, включая червеобразную, стержнеобразную, сферическую, ламинарную или пузырчатую форму. Оптимальная вязкость может быть получена только в том случае, когда концентрация электролита находится в заданном интервале. Например, при использовании ЕМНАС оптимальный интервал обычно составляет 0,6-0,8М (молярный). Присутствие инкапсулированной соли в трещинообразующей жидкости не влияет на реологию во время ее закачивания. После закрытия трещины зерна расклинивающего наполнителя разрывают капсулы, обеспечивая высвобождение дополнительного количества соли; следовательно, концентрация электролита выйдет за пределы оптимального интервала, и вязкость жидкости снизится. Особенно целесообразным является применение инкапсулированного аммония персульфата. Другие инкапсулированные материалы могут включать органические соли, такие как салицилат натрия, неорганические соли, такие как ЫаРР6 (гексафторфосфат натрия) и КС1 (хлорид калия), а также жидкие углеводороды или поверхностноактивные вещества, такие как додецилсульфат натрия. Фактически, подходящей является любая соль, достаточно растворимая в жидкости для обработки и способная разрушать структуру мицеллы.
Дополнительное количество соли также может быть высвобождено путем замедленного разложения соединения, образующего хлориды. Подобный эффект может быть достигнут в результате замедленного разложения образующего салицилат соединения, такого как сложные эфиры, метилсалицилат и этилсалицилат. Разложение последних соединений приводит к высвобождению спирта, который может способствовать дальнейшему снижению вязкости.
Очередной аспект настоящего изобретения относится к применению полиэлектролитов в качестве понижающих вязкость агентов на основе ВЭП. Полиэлектролиты, применимые в данном изобретении, могут быть анионными, катионными, неионогенными или цвиттерионными. В зависимости от вида используемого полиэлектролита и поверхностно-активного вещества механизмы расщепления жидкости на основе ВЭП могут быть различными. Например, катионные полиэлектролиты действуют путем нейтрализации заряда анионным ПАВ, в то время как анионные полиэлектролиты вызывают мицеллярное разрушение катионного ПАВ. Несмотря на утверждение, что может быть использован любой подходящий электролит, следующие электролиты являются предпочтительными: сульфированные полинафталины, сульфированные полистиролы и сульфированные полимеры стиролового/малеинового ангидрида. Более конкретно, предпочтительными являются полипропиленгликоль, полинафталинсульфонат и полистиролсульфонат.
Более того, другие материалы, упомянутые в вышеописанных вариантах, например твердые или жидкие органические соединения, такие как спирты, к примеру додециловый спирт, либо поверхностноактивные вещества, такие как додецилсульфат натрия, могут быть заключены в капсулы и использованы подобным образом. В патенте США № 4741401 Аа11с5 с1 а1. описывают инкапсулированные материалы с регулируемым высвобождением, по меньшей мере, частично высвобождаемые в результате разрушения капсулы. В патенте США № 3956173 описаны инкапсулированные соли калия, включая хлорид калия, из которых заключенные в капсулы соли калия высвобождаются, по меньшей мере, частично, в результате растворения в воде капсулирующего материала. Были описаны и другие механизмы, такие как осмотиче
- 3 007350 ская или химическая диффузия. Во всех случаях понижающий вязкость агент высвобождается в результате разрыва капсулирующего покрытия.
Другой аспект данного изобретения относится к медленно действующим агентам для понижения вязкости. Один из видов таких агентов включает расклинивающие наполнители с покрытием из неотвержденной или частично отвержденной смолы. При использовании подобных агентов для обработки подземных формаций с применением расклинивающих наполнителей покрытие из смолы на указанном наполнителе отверждается в определенное время или при определенной температуре и вызывает прилипание частиц расклинивающего наполнителя друг к другу. Такой результат зачастую является желательным для предотвращения обратного стекания частиц в скважину. Авторы обнаружили, что отверждающие агенты (как правило, фенолы и амины) в большей части расклинивающих наполнителей с покрытием из смолы несовместимы с вязкоупругими жидкостями на основе поверхностно-активных веществ. Смола может иметь такой состав, чтобы высвобождать отверждающий агент быстро или очень медленно, что приводит к длительной или краткосрочной задержке при распаде вязкоупругой жидкости на основе ПАВ.
Один из видов растворимого, понижающего вязкость агента включает поверхностно-активные вещества, содержащие гидрофильные головные группы, имеющие противоположные заряды относительно гидрофильных головных групп анионных или катионных ПАВ, составляющих некоторые вязкоупругие жидкости на основе ПАВ, иными словами, имеют иные заряды, чем поверхностно-активные вещества, образующие вязкоупругую жидкость на основе ПАВ. Было установлено, что С18-С20 сульфаты снижают вязкость катионных вязкоупругих жидкостей на основе ПАВ очень эффективно. В качестве примера анионное ПАВ додецилсульфат натрия (С12 сульфат) расщепляет вязкоупругие жидкости на основе поверхностно-активных веществ на основе четвертичного амина, такие как ЕМНАС и т.п., однако, подобное применение сульфата также требует применения замедляющего агента или способа. Другие примеры включают алкил- или арилфосфаты, или фосфонаты, или карбоновые кислоты, например различные виды мыла, такие как жирные кислоты. Если такие материалы не растворяются медленно естественным способом, они должны быть заключены в капсулы или адсорбированы, чтобы обеспечить медленное высвобождение, описанное здесь в других вариантах данного изобретения. Абсорбция, например, может происходить в карбокерамических расклинивающих наполнителях или цеолитах.
Другие медленно растворяющиеся, понижающие вязкость агенты выбирают из материалов, твердых или жидких соединений при температуре поверхности, при этом они вначале либо не растворяются, либо не смешиваются с вязкоупругой жидкостью на основе поверхностно-активных веществ. Со временем, особенно при повышенных температурах, понижающие вязкость агенты медленно высвобождают молекулы в жидкость и разрушают мицеллярную структуру. Один из примеров включает несмешивающуюся жидкость, образующую эмульсию в вязкоупругой жидкости на основе ПАВ. Более конкретным примером является алкиламин, а предпочтительным примером является додециламин. Другие примеры включают твердые углеводороды, такие как алканы, алкены и ароматические вещества, включая замещенные соединения, с подходящей скоростью растворения.
Очередной аспект данного изобретения относится к снижающим вязкость агентам, высвобождаемым при температуре плавления. Может быть использован любой материал с подходящей температурой плавления, представляющий собой агент, понижающий вязкость вязкоупругой жидкости на основе поверхностно-активных веществ, когда она находится в жидком виде. Снижение вязкости является необратимым; дальнейшее охлаждение жидкости не приводит к восстановлению свойств жидкости. С12-С18 спирты имеют относительно высокие температуры плавления. Другие примеры включают углеводороды, такие как алканы, алкены и ароматические вещества, включая замещенные соединения, с подходящими температурами плавления. Твердые вещества с относительно высокими температурами плавления также могут быть использованы для капсулирования понижающих вязкость агентов, описанных здесь в других вариантах данного изобретения.
Следующий аспект настоящего изобретения относится к нанесению понижающего вязкость агента в виде мелких частиц или в виде материалов для пропитки на пористые или непористые, натуральные или синтетические небольшие частицы, например, путем абсорбции или адсорбции карбокерамическими расклинивающими наполнителями или цеолитами. Частицы, имеющие диаметр от 1/1000 до 10/1000 мкм (наночастицы), представляют особый интерес, поскольку они достаточно малы для того, чтобы проникнуть в матрицу вместе с частью жидкости для стимуляции или другого вида обработки. Считается, что активные наночастицы или высвобождаемый ими агент принадлежат к виду внутренних агентов, если они зависят от количества, в котором они присутствуют в жидкости, или к внешним агентам, если они вначале проникают в матрицу, а затем высвобождаются или высвобождают агент, который потом течет в расщепляемую жидкость. Такая система может быть добавлена в процессе стимуляции или иной обработки либо в любой момент во время обработки, например, в подушку либо в воду для предварительного или последующего промывания.
Другой конкретный аспект данного изобретения относится к введению спиртов в первую жидкую подушку или в воду для предварительного промывания, вводимую перед основной жидкостью. При различных видах обработки подушка улучшает или оптимизирует условия, повышающие эффективность основной жидкости; например, при образовании трещин подушка может представлять собой нераскли
- 4 007350 нивающий наполнитель, содержащий жидкость, имеющую состав, отличный от состава основной жидкости, содержащей расклинивающий наполнитель.
Как указано выше, введение спирта в вязкоупругую жидкость на основе поверхностно-активных веществ снижает ее вязкость. Более конкретно, спирт снижает вязкость при низкой скорости сдвига (как правило, менее 1 с-1), в то же время, по существу, не изменяя вязкость при средней скорости сдвига (около 100 с-1). Для того чтобы жидкость могла содержать расклинивающий наполнитель, она должна быть вязкой при низкой скорости сдвига. С другой стороны, получение и сохранение ширины трещины, по существу, зависит от вязкости при средней и высокой скорости сдвига. Большая часть операций по образованию трещин включает первую стадию с применением подушки, содержащей трещинообразующую жидкость без расклинивающего наполнителя, а затем следующую стадию с применением расклинивающего наполнителя. Следовательно, добавление спирта во время указанной стадии с применением подушки не окажет существенного влияния на первоначальную стадию. Что касается остальных операций по образованию трещин, расклинивающий наполнитель добавляют после окончания добавления спирта для того, чтобы жидкость могла переносить расклинивающий наполнитель.
Следует отметить, что спирт также повышает способность трещинообразующей жидкости к утечке. Для формации с низкой проницаемостью, особенно в том случае, когда проницаемость формации составляет менее 1 миллидарси, это не является недостатком, поскольку формация, окружающая трещину, пропитана жидкостью с улучшенными очищающими свойствами. Следовательно, после снижения давления жидкость легче вытекает из матрицы, что приводит к лучшей очистке вдоль всей длины трещины.
Согласно другому варианту данного изобретения спирт может быть включен в жидкость для предварительной подушки. Указанная жидкость обычно включает воду, растворитель и соль, такую как КС1, обычно инжектируемую в формацию на самой начальной стадии обработки трещины.
Подразумевается, что различные способы и сочетания вариантов данного изобретения могут быть скомбинированы таким образом, что, например, понижающие вязкость агенты одного и того же или различных видов могут быть использованы последовательно или одновременно. Понижающие вязкость агенты также могут быть включены в часть жидкости, например в головную или хвостовую часть жидкости. К примеру, понижающий вязкость агент быстрого действия может быть включен только в концевую часть жидкости, чтобы избежать преждевременного расщепления первоначально инжектированной жидкости. В некоторых случаях композиции в соответствии с данным изобретением могут быть также использованы для улучшения регулирования подобного расщепления, даже при наличии природных жидкостей, которые, в конце концов, приведут к расщеплению вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ.
Также подразумевается, что трещинообразующие композиции в соответствии с данным изобретением кроме воды могут содержать электролиты, поверхностно-активные вещества и понижающие вязкость агенты. Такие дополнительные компоненты включают, например, кислоты, основания, буферы, хелатирующие агенты для регулирования многовалентных катионов, присадки, понижающие температуру замерзания, и т.п.
Несмотря на то, что настоящая заявка, в основном, касается обработки углеводородных скважин, способы и составы в соответствии с данным изобретением также могут быть использованы для других целей, достижение которых требует применения такого же вида жидкостей, например в водяных скважинах, при операциях по извлечению метана из угольных пластов, равно как и в способах локализации или снижения загрязнения почвы или почвенных вод.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает действие добавления различных спиртов на реологию жидкости типичной вязко упругой желатинизирующей композиции на основе поверхностно-активных веществ.
Фиг. 2 показывает действие концентрации метанола на нормализованную вязкость различных вязкоупругих желатинизирующих композиций на основе ПАВ при температуре 60 и 80°С.
Фиг. 3 показывает результаты добавления различных сложных метиловых диэфиров к вязкоупругому гелю.
Фиг. 4 показывает действие аниона адипата и адипиновой кислоты на вязкость жидкости при нейтральных и низких значениях рН, соответственно.
Фиг. 5 показывает действие аниона глутарата и глутаровой кислоты на вязкость жидкости при нейтральных и низких значениях рН, соответственно.
Фиг. 6 иллюстрирует применение кислоты «версатик» при нейтральных и низких значениях рН, соответственно.
Фиг. 7 показывает сопротивление потоку против времени порций расклинивающего наполнителя, обработанных вязкоупругой жидкостью на основе ПАВ, содержащей и не содержащей инкапсулированный, понижающий вязкость агент из персульфата аммония.
Фиг. 8 показывает вязкость вязкоупругой жидкости на основе ПАВ, содержащей твердый спирт с относительно высокой температурой плавления, при этом указанную жидкость вначале нагревают, а затем охлаждают.
- 5 007350
Фиг. 9 показывает кинетику понижения вязкости вязкоупругой жидкости на основе ПАВ в присутствии отверждаемых расклинивающих наполнителей.
Фиг. 10 показывает вязкость в виде функции концентрации хлорида для растворов, содержащих 2,25 и 4,5 мас.% поверхностно-активного вещества на основе ЕМНАС, соответственно.
Подробное описание
Ниже приведены различные примеры снижения вязкости геля концентрированных вязкоупругих поверхностно-активных веществ.
Пример 1. Добавление спирта.
Вязкость водного раствора, включающего вязкоупругие ПАВ, содержащие длинноцепочечные соли четвертичного аммония, снижают, добавляя спирт. Фиг. 1 показывает действие добавления различных спиртов на реологию текучести типичной вязкоупругой желатинизирующей композиции на основе ПАВ, содержащей 3 мас.% эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммонийхлорида (ЕМНАС), 1 мас.% изопропанола и 3 мас.% хлорида аммония.
Все исследованные спирты существенно снижают вязкость при низкой скорости сдвига, при этом эффективность повышается с повышением длины цепи (от С1 до С5).
При использовании спирта с меньшей длиной цепи (особенно метанола и этанола) при более высокой скорости сдвига вязкость жидкости, по существу, такая же, как и вязкость сравнительной жидкости, не содержащей спирта. Вероятно, во время образования трещин большая часть трещинообразующих жидкостей подвергается воздействию скоростей сдвига приблизительно от 20 до 150 с-1, и, следовательно, добавление спирта обеспечивает возможность снижения вязкости при низкой скорости сдвига (например, во время очистки), по существу, не снижая эффективную вязкость в трещине.
Фиг. 2 показывает действие концентрации метанола на нормализованную вязкость (ηι8_1 с метанолом)/(Р18-1 без метанола) различных вязкоупругих желатинизирующих композиций на основе ПАВ при температуре 60 и 80°С. При 60°С гель А (3 мас.% ПАВ, 1 мас.% изопропанола, 3 мас.% ΝΗ4Ο) расщепляется приблизительно 0,5 мас.% этанола, в то время как 2 мас.% и менее метанола требуются для расщепления геля В (3,375 мас.% ПАВ, 1,125 мас.% изопропанола, 0,75 мас.% гм-полиакриламида, т.е. гидрофобно модифицированного полиакриламида, 3 мас.% ΝΗ4Ο). При 60°С гель С (3,375 мас.% ПАВ, 0,75 мас.% гм-полиакриламида, 3 мас.% ΝΗ4ί.Ί) выдерживает более высокую концентрацию метанола, чем гель В, однако, при 80°С гель С легко расщепляется при всего лишь приблизительно 0,5 мас.% метанола. Таким образом, критическая концентрация спирта, необходимая для расщепления геля, зависит от вида спирта, состава и температуры жидкости.
Пример 2. Добавление простого эфира.
Данный способ основан на применении простого эфира (В'СООВ), оказывающего небольшое влияние на реологию вязкоупругого геля, но способного разлагаться с образованием спирта (ВОН) при концентрации, превышающей или равной критической концентрации, необходимой для расщепления геля, где В' и В представляют собой ароматические, насыщенные или ненасыщенные углеводородные цепи.
В'СООВ+Н2О>В'СООН+ВОН
Поскольку некоторые органические кислоты также могут эффективно расщеплять гель, включающий ВЭП (см. пример 3), добавление сложного эфира может оказаться очень эффективным при условии, что гидролиз происходит в нужное время. Подобный эффект может быть достигнут в результате применения соответствующего двухосновного или трехосновного эфира.
Фиг. 3 показывает результаты добавления различных сложных метиловых диэфиров к гелю В, описанному в примере 1. В отличие от более гидрофобных сложных диэфиров (диметилглутарат, диметиладипат, диметилдиэтилмалонат и диметилазелат) более гидрофильные сложные эфиры (диметилитаконат, диметилмалонат, диметилмалат и диметилоксалат) оказывают слабое действие на вязкость геля при небольшой скорости сдвига, будучи добавленными при концентрации, составляющей 3-4 мас.%. При полном разложении из 4 мас.% диметилоксалата образуется 2,2 мас.% метанола, которого, как показано на фиг. 2, достаточно для расщепления геля В при 60°С или геля С при 80°С.
Подобным образом более гидрофильные сложные этиловые диэфиры, например диэтилоксалат, либо сложные метиловые моноэфиры, например метилацетат или метилформиат, могут быть использованы для осуществления подобного замедленного расщепления геля.
Пример 3. Добавление соли органической кислоты.
Некоторые органические кислоты являются эффективными агентами, понижающими вязкость гелей. Затем в кислотных условиях происходит следующая реакция:
ВСОО-+Н+—ВСООН
Соль должна быть выбрана таким образом, чтобы ВСОО- оказывал небольшое или не оказывал никакого действия в качестве эффективного противоиона в вязкоупругом геле. Примеры подходящих анионов включают следующие соединения: анион салицилата/салициловая кислота: анион адипата/адипиновая кислота: анион «версатата»/кислота «версатик»:
2-(НО)СбН 4СОО-+Ή+->2-(НО)С.Н ^СООН
ООС(СН;);СОО -2Н' >НООС(СН;);СООН
СНСОО + 1'>С.11С‘ОО11
- 6 007350 анион глутарата/глутаровая кислота: -ООС(СН2)3СОО-+2Н'>НООС(СН2)3СООН
В данном примере рН исходной жидкости выше рКа карбоновой кислоты таким образом, что концентрация КСОО- выше концентрации КСООН. В нужное время рН понижают таким образом, чтобы концентрация КСООН повысилась и превысила концентрацию КСОО-. Более низкая величина рН может быть получена путем гидролиза сложного эфира, описанного в примере 1. Опять же, вид сложного эфира и его концентрацию подбирают таким образом, что он оказывает небольшое или не оказывает никакого действия на реологические свойства вязкоупругого геля на основе поверхностно-активных веществ.
Фиг. 4 показывает результат добавления адипиновой кислоты при различных значениях рН на вязкость (измеряемую при скорости сдвига, составляющей 1 с-1 при 25°С) желатинизирующей композиции, содержащей 3,375 мас.% эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммонийхлорида (ЕМНАС), 1,125 мас.% изопропанола, 0,75 мас.% гм-полиакриламида и 4 мас.% хлорида калия. Анион адипата является эффективным противоионом, повышающим вязкость жидкости при нейтральных значениях рН, однако, эквивалентное содержание адипиновой кислоты снижает вязкость при низких значениях рН.
Подобным образом фиг. 5 показывает действие различных концентраций глутаровой кислоты при различных значениях рН на вязкость (измеряемую при скорости сдвига, составляющей 1 с-1 при 25°С) такой же желатинизирующей композиции. Анион глутарата лишь слегка понижает вязкость жидкости при нейтральных значениях рН, однако, эквивалентное содержание глутаровой кислоты снижает вязкость при низких значениях рН.
И, наконец, фиг. 6 показывает, что кислота «версатик» является эффективным понижающим вязкость агентом при низких значениях рН, однако, при нейтральных значениях рН, когда содержание «версатата» и кислоты «версатик» почти одинаковое, гель сохраняет высокую вязкость. Согласно фиг. 6 были проведены исследования желатинизирующей композиции, содержащей 4,5 мас.% эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммонийхлорида (ЕМНАС), 1,5 мас.% изопропанола, 0,5 мас.% гм-полиакриламида и 3 мас.% хлорида аммония.
При использовании цвиттерионных поверхностно-активных веществ, таких как бетаиновые ПАВ, предпочтительной расщепляющей системой является лимонная кислота НОС(СН2СО2Н)2СООН.
Пример 4. Добавление органических солей сульфата.
Длинноцепочечные спирты могут быть получены путем кислотного гидролиза органических солей сульфата, таких как (ί) К-О8О3Х, где К представляет собой насыщенную линейную углеводородную цепь, а Х представляет собой щелочной металл (например, лаурилсульфат натрия, С.’|2Н258О4№1). или (ίί) КО(СН2СН2О)п8О4Х (сульфат простого эфира спирта), где К представляет собой насыщенную линейную углеводородную цепь, как правило, содержащую 10-15 атомов углерода, η равно 2-10, а Х обычно представляет собой натрий, магний или аммоний.
Кислотный гидролиз К-О8О3Х или КО(СН2СН2О)П8О4Х при повышенных температурах (обычно >50°С) высвобождает серную кислоту, катализирующую гидролиз, например, в кислотных условиях К-О8О3Х+Н2О>КОН+Н28О4. Сульфаты алкила (например, лаурилсульфатнатрия, С12Н2;38О4№1) или сульфаты простого эфира спирта (например, С14Н29О(СН2СН2О)2-38О4ХН4) в определенной концентрации являются эффективными дополнительными поверхностно-активными веществами в вязкоупругих желатинизирующих композициях на основе ПАВ, при этом вязкоупругий компонент на основе ПАВ является катионным, например эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммонийхлорид (ЕМНАС).
Таким образом, во время трещинообразования могут быть использованы небольшие концентрации дополнительных поверхностно-активных веществ, таких как органические сульфаты, для повышения концентрации геля и его вязкости во время закачивания и образования трещины с применением расклинивающего наполнителя, однако, затем достаточная концентрация длинноцепочечного спирта может быть понижена с целью расщепления геля во время фазы обратного тока.
Пример 5. Добавление полимеров.
При использовании вязкоупругих желатинизирующих композиций на основе поверхностно-активных веществ, включающих вязкоупругие ПАВ в сочетании с гидрофобно модифицированными, растворимыми в воде полимерами, замедленное высвобождение снижающего вязкость соединения может быть достигнуто путем гидролиза гидрофобных групп полимера. Например, спиртовой снижающий вязкость агент может быть получен путем кислотного гидролиза групп алкилакрилата или метакрилата в сополимере с акриламидом согласно следующей реакции:
[-СН2СН(СОЫН2)]п[-СН2-СК'(СООК)]т+Н2О>[-СН2-СН(СОМН2)]п[-СН2-СК'(СООН)]т+КОН где К' представляет собой водород или метил, а К представляет собой линейную или разветвленную насыщенную углеводородную цепь.
В соответствии с альтернативным способом снижающий вязкость карбоновой кислоты агент может быть получен путем следующего кислотного гидролиза:
|-СН2-СН(СО\Н2)|п|-СН2-СН(СООК)|т-Н2О >|-СН2-СН(СО\Н2)|п|-СН2-СН(ОН)|т-КСООН групп винилалканоата в сополимере с акриламидом, где К представляет собой линейную или разветвленную насыщенную углеводородную цепь.
- 7 007350
Например, как показано на фиг. 6, в результате кислотного гидролиза сополимера винилнеодеканоата/акриламид а получают кислоту «версатик», которая представляет собой эффективный снижающий вязкость агент при низких значениях рН. Исследованиям, представленным на фиг. 6, была подвергнута желатинизирующая композиция, содержащая 4,5 мас.% эруцилметилбис(2-гидроксиэтил)аммонийхлорида (ЕМНАС), 1,5 мас.% изопропанола, 0,5 мас.% гм-полиакриламида и 3 мас.% хлорида аммония; вязкость измеряют при температуре 25°С и скорости сдвига 1 с'1.
Пример 6. Инкапсулирование.
Основную вязкоупругую жидкость на основе поверхностно-активного вещества получают путем добавления к воде 3 об.% ЕМНАС и 3 мас.% хлорида аммония. Затем полученную жидкость используют для проведения двух тестов на проводимость с использованием расклинивающего наполнителя при 43 °С. В указанных тестах смесь вязкой жидкости и расклинивающего наполнителя загружают в электролизер, который затем закрывают под давлением. Потом через электролизер прокачивают солевой раствор и спустя некоторое время измеряют давление, необходимое для поддержания определенной скорости потока. Снижение сопротивления потоку означает, что вязкая жидкость начинает расщепляться. Вытеснение вязкой жидкости называется очисткой. Инкапсулированный персульфат аммония в концентрации 10 фунтов/1000 галлонов добавляют к жидкости в качестве понижающего вязкость агента в одном тесте на проводимость и 15 фунтов/1000 галлонов в другом тесте. В контрольном тесте на проводимость добавки не применяют. Расклинивающий наполнитель представляет собой песок Ойаша с размером частиц 20/40 меш. Сравнительные результаты, представленные на фиг. 7, на которой сопротивление потоку или давление обратного потока (указано в вольтах на преобразователе давления) отложено против времени, а АР8 означает персульфат аммония.
После закрывания во время теста на проводимость капсулы, содержащие персульфат аммония, разрушаются и высвобождают указанное соединение, которое расщепляет вязкоэластичное соединение на основе поверхностно-активного вещества. Очевидно, что начальное очищающее давление, по существу, меньше при наличии снижающего вязкость агента, при этом период времени, необходимый для осуществления очистки, существенно уменьшается.
Пример 7. Добавление гексафторфосфата натрия.
Основную вязкоупругую жидкость на основе поверхностно-активного вещества получают путем добавления к воде 2 об.% ЕМНАС и 3 мас.% хлорида аммония. К порциям полученной жидкости добавляют различные количества гексафторфосфата натрия ПаРР6. Затем определяют вязкость жидкости при комнатной температуре (около 21°С) или при 60°С. Результаты представлены ниже в табл. 1.
Таблица 1
| % мае. ЦаРЕб | сР при 21°С | сР 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 |
Из вышеприведенной таблицы следует, что гексафторфосфат натрия эффективно расщепляет гель и что объем расщепления может регулироваться путем варьирования количества соли. Инкапсулированная соль высвобождается при закрывании трещины (капсулы разрушаются), и/или осмосе, и/или растворении.
Пример 8. Спирт, высвобождаемый при температуре плавления.
Основную вязкоупругую жидкость на основе поверхностно-активного вещества получают путем добавления к воде 2 об.% ЕМНАС и 3 мас.% хлорида аммония. К полученной жидкости добавляют 5 фунтов/1000 галлонов С16-С18 расщепителя спирта с температурой плавления около 45±3°С. Контрольную жидкость без спирта и исследуемую жидкость помещают в капиллярный вискозиметр с возвратнопоступательным движением и контролируют ее вязкость по мере повышения температуры жидкости. Результаты представлены на фиг. 8. Цифры на оси Υ означают температуру в градусах по Фаренгейту; температурная кривая, показывающая, что максимальная температура была достигнута приблизительно через 2 ч, представлена жирной линией. Вязкость контрольной жидкости обозначена черными треугольниками; кривая вязкости исследуемой жидкости представлена пунктирной линией (шкала для измерения вязкости не обозначена).
После того как температура жидкости пересечет температуру плавления спирта, вязкость жидкости резко падает. Далее в ходе исследований температуру понижают ниже точки плавления спирта. Вязкость жидкости не восстанавливается, что означает, что способность системы образовывать мицеллы постоянно снижается.
Пример 9. Расклинивающие наполнители с покрытием из смолы.
Были проведены испытания на осаждение при комнатной температуре с использованием 200-мл градуированных цилиндров. Основная вязкоупругая жидкость на основе поверхностно-активных веществ для всех указанных тестов содержит 3 об.% ЕМНАС и 4 мас.% хлорида аммония, при этом начальная вязкость составляет 168 сР при скорости сдвига 170 с'1, измеряемой на вискозиметре Рапп 35. Размер частиц расклинивающего наполнителя, используемого во всех указанных тестах, составляет 20/40 меш, обеспечивая сравнимую площадь поверхности. Содержание смолы в отверждаемых расклинивающих наполнителях, используемых в данном исследовании, составляет от 1,8 до 4,0 мас.% в зависимости от спецификации производителя, но является постоянным для каждого вида расклинивающего наполнителя. Применяют следующую методику смешивания: 200 мл жидкости, соединенной со 100 г расклинивающего наполнителя (эквивалентно нагрузке расклинивающего наполнителя, составляющей 4,2 фунта на галлон), энергично встряхивают в химическом стакане, получая гомогенную суспензию, которую переносят в градуированный 200-мл цилиндр. Затем отмечают время видимого разделения и полного осаждения расклинивающего наполнителя. Вязкость верхнего слоя жидкости измеряют вискозиметром Баии 35 и сравнивают с первоначальной вязкостью жидкости. В табл. 2 вначале указано время осаждения отверждаемых расклинивающих наполнителей с покрытием из смолы, а затем, для сравнения, типичное время осаждения расклинивающих наполнителей без покрытия. Вязкость [сР] @170 с'1 означает вязкость в сантипуазах при скорости сдвига 170 с'1. Расклинивающие наполнители, обозначенные как (Вогбеп), получены от Вогбеп СЬегшса1,1пс, ОПйеМ РгобисН, Нои§1оп, ТХ; расклинивающие наполнители, обозначенные как (8ап1го1), получены от 8ап1го1, Бгезпо, ТХ; расклинивающие наполнители, обозначенные как (САКВО), получены от САКВО Сегагшсз 1пс, Ιτνίηβ, ТХ.
Таблица 2
| Покрытый смолой расклинивающий наполнитель | Видимое разделение | Полное осаждение | Вязкость [сР] @ 170 сек-1 |
| ЗВЦ (Вогс1еп) | 3 час. 14 мин. | 4 час. 28 мин. | 33 |
| зви 6000(ВогДеп) | 7 час. 16 мин. | 21 час. 53 мин. | 33 |
| СК4000 О (ВогЦеп) | 3 час. 40 мин. | 4 час. 37 мин. | 39 |
| Оптим.расклинивающий наполнитель | 3 час. 54 мин. | 5 час. 23 мин. | 33 |
| ЗНЗ (Запйго1) | 2 0 мин. | 4 0 мин. | 30 |
| ЗЭС (ЗапТго1) | 2 час. 2 мин. | 2 час. 55 мин. | 36 |
| Зирег-ЬС (ЗапТго1) | 1 час 8 мин. | 1 час. 47 мин. | 33 |
| Зирег ТЕ (ЗапТго1) | 4 час. 4 мин. | 7 час. 18 мин. | 87 |
| СК4000 ϋ | 3 час. 40 мин. | 4 час. 37 мин. | 39 |
| АсЕгас (ВогЦеп) | 5 час. 42 мин. | 7 час. 23 мин. | 36 |
| Расклинивающий наполнитель без покрытия | Видимое разделение | Полное осаждение | Вязкость [сР] @ 170 сек-1 |
| СагЬоРКОР (САКВО) | <23 час. 23 мин. | 30 час. 8 мин. | 159 |
| СагЬоНЗР (САКВО) | 1 час 51 мин. | 4 час. 22 мин. | 153 |
| СагЬоЕСОЦОРКОР (САКВО) | 6 час. 6 мин. | 28 час. 50 мин. | 156 |
| СагЬоЫТЕ (САКВО) | 21 час. 39 мин. | 27 час. 57 мин. | 153 |
Фиг. 9 показывает кинетику снижения вязкости жидкости на основе ВЭП в присутствии отверждаемых расклинивающих наполнителей (нагрузка расклинивающего наполнителя составляет 4,2 фунта на галлон). Для более ясного понимания фиг. 9 была разделена. Фиг. 9 основана на результатах вышеописанных тестов и подкреплена результатами, представленными в табл. 2.
Пример 10. Медленно растворяющиеся соединения.
Основную вязкоупругую жидкость на основе поверхностно-активного вещества получают путем добавления к воде 3 об.% ЕМНАС и 3 мас.% хлорида аммония. К полученной жидкости добавляют 1 об.% жидкого додециламина, несмешивающегося и образующего эмульсию с основной жидкостью. Полученную жидкость затем хранят при температуре 60°С. Наблюдения показывают, что вязкоупругая жидкость на основе ПАВ расщепляется через 4 ч.
-9007350
Пример 11. Медленное разложение соединений.
Фиг. 10 показывает, как высвобождение хлорида влияет на вязкость вязкоупругого поверхностноактивного вещества. Нижняя кривая (обозначенная ромбиками), соответствующая концентрации 2,25 мас.% ЕМНАС, и верхняя кривая (сплошные квадратики), соответствующая концентрации 4,5 мас.% ЕМНАС, показывают развитие вязкости по мере повышения содержания хлорида. Из графиков следует, что вязкость раствора достигает максимума при концентрации соли от 0,6 до 0,8 мас.% и резко снижается при концентрации хлорида ниже 1,5 мас.%. Для желаемого изменения концентрации соли к раствору на основе ВЭП необходимо добавить галоидалкил, предпочтительно хлоралкил.
Пример 12. Полипропиленгликоль (РРС).
Были проведены эксперименты для сравнения вязкости жидкости ВЭП, содержащей 6% поверхностно-активного вещества на основе бетаина, с вязкостью идентичной жидкости, дополнительно содержащей 0,3 об.% пропиленгликоля. Вязкость обеих жидкостей измеряют при температуре от 80 до 300°Е при скорости сдвига 100 с-1. Вязкость жидкости, содержащей РРС, существенно снижается по сравнению только с жидкостью на основе ВЭП.
Пример 13. Жидкость на основе полинафталинсульфоната/олеиновой кислоты.
Основную жидкость получают, добавляя к воде 10 гал./1000 гал. жидкости ВЭП на основе олеиновой кислоты. Вязкость основной жидкости определяют при скорости сдвига от 0,1 до 100 с-1 и температуре 80 и 110°Е.
В соответствии с вышеприведенным описанием получают три дополнительных образца основной жидкости и к каждому образцу добавляют полинафталинсульфонат натрия в одной из следующих концентраций: 2 фунт/1000 гал., 4 фунт/1000 гал. и 6 фунт/1000 гал. Снимают полную реограмму каждой жидкости в спокойном состоянии при скорости сдвига от 0,1 до 100 с-1 и температуре 80 и 110°Е. В результате добавления понижающего вязкость полинафталинсульфоната происходит существенное снижение вязкости жидкости. Повышение концентрации понижающего вязкость агента усиливает потерю вязкости в основной жидкости ВЭП. Снижение вязкости жидкости является постоянным.
Пример 14. Полинафталинсульфонат/ЕМНАС.
Основную жидкость получают, добавляя к воде 10 гал./1000 гал. поверхностно-активного вещества на основе ЕМНАС и 4 мас.% КС1. Снимают полную реограмму в спокойном состоянии при скорости сдвига от 0,1 до 100 с-1 и температуре 80 и 110°Р.
В соответствии с вышеприведенным описанием получают два дополнительных образца основной жидкости. К одному образцу добавляют 2 фунт/1000 гал. полинафталинсульфоната натрия, а к другому 4 фунт/1000 гал. полинафталинсульфоната натрия. Снимают реограмму каждой жидкости в спокойном состоянии при скорости сдвига от 0,1 до 100 с-1 и температуре 80 и 110°Р. Эксперименты показывают, что добавление полинафталинсульфоната вызывает существенное снижение вязкости жидкости на основе ЕМНАС.
Вышеприведенное описание конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения не включает полный перечень всех возможных вариантов данного изобретения. Специалистам в данной области техники понятно, что описанные здесь конкретные варианты могут быть подвергнуты модификациям, не нарушающим объем настоящего изобретения.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки подземной формации, включающий следующие стадии:(a) инжектирование в скважину водной жидкости, содержащей загущающее количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества;(b) добавление расщепляющей системы, которая вызывает понижение вязкости жидкости после инжектирования, но не оказывает существенного влияния на ее вязкость на поверхности или во время инжектирования, при этом указанная расщепляющая система включает полимер, являющийся полиэлектролитом, выбранный из анионных полимеров, катионных полимеров, цвиттерионных полимеров и полипропиленгликоля.
- 2. Способ по п.1, в котором указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой анионное ПАВ.
- 3. Способ по п.1, в котором указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой катионное ПАВ.
- 4. Способ по п.1, в котором указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой цвиттерионное ПАВ.
- 5. Способ по п.3, в котором указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой ЕМНАС.
- 6. Способ по п.2, в котором указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество включает олеиновую кислоту.
- 7. Способ по п.4, в котором указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой бетаин.- 10 007350
- 8. Способ по п.1, в котором указанный полимер инкапсулирован.
- 9. Способ по п.1, в котором указанный полимер представляет собой полипропиленглико ль.
- 10. Способ по п.1, в котором указанный полиэлектролит включает анионный полимер.
- 11. Способ по п.1, в котором указанный полиэлектролит включает катионный полимер.
- 12. Способ по п.10, в котором указанный анионный полимер представляет собой полинафталинсульфонат натрия.
- 13. Способ по п.10, в котором указанный анионный полимер представляет собой полистиролсульфонат.
- 14. Способ по п.10, в котором указанный анионный полимер представляет собой сульфонат стирола/малеинового ангидрида.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/194,522 US6908888B2 (en) | 2001-04-04 | 2002-07-12 | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| PCT/EP2003/007322 WO2004007904A1 (en) | 2002-07-12 | 2003-07-08 | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200500192A1 EA200500192A1 (ru) | 2005-06-30 |
| EA007350B1 true EA007350B1 (ru) | 2006-10-27 |
Family
ID=30114765
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200500192A EA007350B1 (ru) | 2002-07-12 | 2003-07-08 | Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6908888B2 (ru) |
| EP (1) | EP1534926B1 (ru) |
| CN (1) | CN1330846C (ru) |
| AR (1) | AR040491A1 (ru) |
| AT (1) | ATE447660T1 (ru) |
| AU (1) | AU2003249987A1 (ru) |
| CA (1) | CA2492317C (ru) |
| DE (1) | DE60329919D1 (ru) |
| EA (1) | EA007350B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA05000352A (ru) |
| NO (1) | NO340245B1 (ru) |
| WO (1) | WO2004007904A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013154468A2 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
| RU2507232C2 (ru) * | 2009-04-07 | 2014-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ |
| RU2618752C2 (ru) * | 2011-06-29 | 2017-05-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения |
| RU2678250C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2019-01-24 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции и способы повышения проницаемости трещин |
Families Citing this family (109)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ATE527434T1 (de) * | 2000-04-05 | 2011-10-15 | Schlumberger Ca Ltd | Viskositätsverringerung von auf viskoelastischem öberflächenaktiven mittel basierten flüssigkeiten |
| GB2408506B (en) * | 2003-11-29 | 2007-06-13 | Schlumberger Holdings | Anionic viscoelastic surfactant |
| 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 |
| US7084095B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| 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 |
| US7387987B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology modifiers |
| US7378378B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology enhancers |
| US7115546B2 (en) * | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
| US7271133B2 (en) * | 2003-09-24 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations |
| US7291651B2 (en) * | 2003-12-05 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon dioxide foamed fluids |
| US7341107B2 (en) * | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| US7341104B2 (en) * | 2004-02-10 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using substantially hydrated cement particulates in subterranean applications |
| US8183186B2 (en) * | 2004-02-10 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-based particulates and methods of use |
| US9512346B2 (en) * | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
| US20060166834A1 (en) * | 2004-02-10 | 2006-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising substantially hydrated cement particulates |
| US7086466B2 (en) * | 2004-02-10 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of substantially hydrated cement particulates in drilling and 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 |
| 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 |
| US9029299B2 (en) * | 2004-05-13 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles |
| US7772164B2 (en) | 2004-06-02 | 2010-08-10 | Rhodia, Inc. | Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid |
| US20060016598A1 (en) * | 2004-07-21 | 2006-01-26 | Urbanek Thomas W | Lightweight proppant and method of making same |
| US7290615B2 (en) * | 2004-09-17 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid having recyclable viscosity |
| US20060084579A1 (en) * | 2004-10-15 | 2006-04-20 | Berger Paul D | Viscoelastic surfactant mixtures |
| US7237608B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Self diverting matrix acid |
| US9512345B2 (en) | 2004-10-20 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations |
| 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 |
| US7645724B2 (en) | 2005-03-16 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and use of mono- and polyenoic acids for breaking VES-gelled fluids |
| US7696134B2 (en) * | 2005-03-16 | 2010-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Unsaturated fatty acids and mineral oils as internal breakers for VES-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 |
| US8044106B2 (en) * | 2005-03-16 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids |
| US7655603B2 (en) * | 2005-05-13 | 2010-02-02 | Baker Hughes Incorported | Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
| US20070060482A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US8183184B2 (en) * | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
| US8481462B2 (en) * | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US7287590B1 (en) | 2006-09-18 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield fluids |
| US8012914B2 (en) * | 2006-10-27 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| US8008236B2 (en) * | 2006-10-27 | 2011-08-30 | 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 |
| 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 |
| US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| 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 |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| 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 |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| CL2008003040A1 (es) * | 2007-10-15 | 2009-10-30 | Kemira Chemicals Inc | Fluido de tratamiento de pozos que comprende agua, al menos un polimero hidratable y percarbonato de sodio granulado con un revestimiento de liberacion retardada, cuyo revestimiento es un silicato de metal alcalino o una mezcla de acrilato de estireno y acrilato de butilo; y proceso de fracturacion de una formacion subterranea. |
| US9428684B2 (en) * | 2007-10-31 | 2016-08-30 | Rhodia Operation | Addition of zwitterionic surfactant to water soluble polymer to increase the stability of the polymers in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| US7789160B2 (en) * | 2007-10-31 | 2010-09-07 | Rhodia Inc. | Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| 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 |
| US8193127B2 (en) * | 2008-02-04 | 2012-06-05 | Sanjel Corporation | Low residue fluid fracturing system and method of use |
| 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 |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| RU2484237C2 (ru) * | 2008-10-24 | 2013-06-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ очистки трещины гидроразрыва пласта |
| 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 |
| 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 |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8592350B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8418761B2 (en) | 2010-07-29 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-responsive high viscosity pill |
| WO2012021373A1 (en) * | 2010-08-12 | 2012-02-16 | Conocophillips Company | Controlled release material |
| US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
| US9663706B2 (en) * | 2010-11-12 | 2017-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method to enhance fiber bridging |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| CN102155209B (zh) * | 2011-01-21 | 2014-01-01 | 中国石油大学(北京) | 一种酸性粘弹性流体压裂地层的方法 |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| EP2739699B1 (en) * | 2011-08-01 | 2021-04-21 | Rhodia Operations | Use of environmentally friendly solvents to replace glycol-based solvents |
| US9034800B2 (en) | 2011-09-29 | 2015-05-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| WO2013085410A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment |
| US9528369B2 (en) | 2011-12-15 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Production logging tool and method for analyzing a produced fluid |
| US9163173B2 (en) | 2011-12-15 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US10239021B2 (en) * | 2012-06-14 | 2019-03-26 | Teledyne Scientific & Imaging, Llc | Fouling resistant coating for filtration membranes and methods of producing and using same |
| CN102851019B (zh) * | 2012-10-15 | 2015-10-28 | 成都理工大学 | 一种阳离子型粘弹性表面活性剂压裂液的制备方法 |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US10577542B2 (en) | 2013-02-19 | 2020-03-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Low viscosity metal-based hydrogen sulfide scavengers |
| US9719027B2 (en) * | 2013-02-19 | 2017-08-01 | Baker Hughes Incorporated | Low viscosity metal-based hydrogen sulfide scavengers |
| NZ631343A (en) * | 2013-02-28 | 2017-06-30 | Kemira Oyj | Gel compositions for hydraulic fracturing applications |
| CN104212434B (zh) * | 2013-06-05 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降低高含水油田单管集输井口回压的方法 |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| CN104629709A (zh) * | 2013-11-13 | 2015-05-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低温煤层气储层的清洁压裂液及其应用 |
| US9969928B2 (en) | 2014-07-02 | 2018-05-15 | Multi-Chem Group, Llc | Surfactant formulations and associated methods for reduced and delayed adsorption of the surfactant |
| CN104370753B (zh) * | 2014-10-08 | 2016-07-27 | 西南石油大学 | 一类季铵型阳离子粘弹性表面活性剂体系 |
| CN107109199B (zh) * | 2014-11-24 | 2020-04-10 | 阿克苏诺贝尔化学品国际有限公司 | 用于粘弹性表面活性剂基流体的延迟破坏剂 |
| WO2018147851A1 (en) * | 2017-02-09 | 2018-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mapping propped fractures in a well using encapsulated salt |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4735731A (en) * | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
| WO2001077487A2 (en) * | 2000-04-05 | 2001-10-18 | Sofitech N.V. | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US20020169085A1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-14 | Miller Matthew J. | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
Family Cites Families (56)
| 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 |
| US4120356A (en) * | 1976-09-30 | 1978-10-17 | Phillips Petroleum Company | Well-cleaning 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 |
| 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 |
| 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 |
| US4806256A (en) * | 1984-06-18 | 1989-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-based hydraulic fluids |
| US5258137A (en) * | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| WO1994009852A1 (en) | 1992-03-09 | 1994-05-11 | 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 |
| JPH07104689B2 (ja) * | 1986-11-07 | 1995-11-13 | フアナツク株式会社 | パルスエンコ−ダ |
| US4741401A (en) * | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| CA1298697C (en) | 1987-07-30 | 1992-04-14 | Warren Lee Nehmer | Viscoelastic surfactant gravel carrier fluids |
| 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) |
| 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 |
| JP2806198B2 (ja) * | 1993-03-30 | 1998-09-30 | 三菱電機株式会社 | エンコーダ装置 |
| 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 |
| 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 |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing 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 |
| GB2332224B (en) * | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| GB2332223B (en) * | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based 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 |
| 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 |
| US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| AU5793600A (en) | 1999-09-22 | 2001-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent |
| GB2393722A (en) * | 2001-02-13 | 2004-04-07 | Schlumberger Holdings | Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications |
| US7084095B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
| US7115546B2 (en) * | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
-
2002
- 2002-07-12 US US10/194,522 patent/US6908888B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-07-08 CN CNB038200902A patent/CN1330846C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-08 EP EP03763742A patent/EP1534926B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-08 AT AT03763742T patent/ATE447660T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-07-08 MX MXPA05000352A patent/MXPA05000352A/es active IP Right Grant
- 2003-07-08 CA CA002492317A patent/CA2492317C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-08 WO PCT/EP2003/007322 patent/WO2004007904A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-07-08 EA EA200500192A patent/EA007350B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-07-08 DE DE60329919T patent/DE60329919D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-08 AU AU2003249987A patent/AU2003249987A1/en not_active Abandoned
- 2003-07-11 AR AR20030102504A patent/AR040491A1/es not_active Application Discontinuation
-
2005
- 2005-01-26 NO NO20050446A patent/NO340245B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4735731A (en) * | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
| WO2001077487A2 (en) * | 2000-04-05 | 2001-10-18 | Sofitech N.V. | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US20020004464A1 (en) * | 2000-04-05 | 2002-01-10 | Nelson Erik B. | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US20020169085A1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-14 | Miller Matthew J. | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507232C2 (ru) * | 2009-04-07 | 2014-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ |
| RU2618752C2 (ru) * | 2011-06-29 | 2017-05-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения |
| WO2013154468A2 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
| WO2013154468A3 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-12-05 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи углеводородов и обеспечения бесперебойной работы скважин |
| RU2525413C2 (ru) * | 2012-04-12 | 2014-08-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
| RU2678250C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2019-01-24 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции и способы повышения проницаемости трещин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1330846C (zh) | 2007-08-08 |
| US20020193257A1 (en) | 2002-12-19 |
| AU2003249987A1 (en) | 2004-02-02 |
| WO2004007904A1 (en) | 2004-01-22 |
| US6908888B2 (en) | 2005-06-21 |
| EA200500192A1 (ru) | 2005-06-30 |
| EP1534926A1 (en) | 2005-06-01 |
| MXPA05000352A (es) | 2006-02-22 |
| NO340245B1 (no) | 2017-03-27 |
| NO20050446L (no) | 2005-02-11 |
| DE60329919D1 (de) | 2009-12-17 |
| EP1534926B1 (en) | 2009-11-04 |
| CA2492317A1 (en) | 2004-01-22 |
| CN1678814A (zh) | 2005-10-05 |
| AR040491A1 (es) | 2005-04-06 |
| ATE447660T1 (de) | 2009-11-15 |
| CA2492317C (en) | 2009-06-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA007350B1 (ru) | Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ | |
| CA2649056C (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| EP3036304B1 (en) | Aqueous downhole fluids having charged nano-particles and polymers | |
| US8383557B2 (en) | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer | |
| AU2001260178A2 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| AU2001260178A1 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
| US20070142235A1 (en) | Process for oil recovery using surfactant gels | |
| US8955588B2 (en) | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid | |
| MXPA04012808A (es) | Composiciones y metodos para el tratamiento de una formacion subterranea. | |
| BRPI0806243A2 (pt) | método para estimular uma porção de uma formação subterránea | |
| US6818598B2 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| CA2972431A1 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| US8544546B2 (en) | Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments | |
| CN106634911A (zh) | 一种逆相态暂堵剂及其制备方法 | |
| KR20190019142A (ko) | 저-인 및 비-인 겔화 탄화수소 유정 처리 유체 | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| WO2020102149A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| CN115322763B (zh) | 一种生物酸解堵剂及其制备方法和在低渗透储层中的应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 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 |