NO340245B1 - Viskositetsreduksjon av viskoelastiske surfaktantbaserte fluider - Google Patents
Viskositetsreduksjon av viskoelastiske surfaktantbaserte fluider Download PDFInfo
- Publication number
- NO340245B1 NO340245B1 NO20050446A NO20050446A NO340245B1 NO 340245 B1 NO340245 B1 NO 340245B1 NO 20050446 A NO20050446 A NO 20050446A NO 20050446 A NO20050446 A NO 20050446A NO 340245 B1 NO340245 B1 NO 340245B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- viscosity
- viscoelastic surfactant
- surfactant
- polyelectrolyte
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 153
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims description 89
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 claims description 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 9
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 claims description 9
- 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 7
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims description 7
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 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 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229920001448 anionic polyelectrolyte Polymers 0.000 claims description 4
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229960003237 betaine Drugs 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
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 3
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims description 2
- WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;styrene Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1.C=CC1=CC=CC=C1 WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical group C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 30
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- -1 alcohol sulfates Chemical class 0.000 description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 20
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 17
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 15
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 15
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 14
- 239000002585 base Substances 0.000 description 13
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 10
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 8
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 8
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 8
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VJLOFJZWUDZJBX-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].OCC[NH2+]CCO VJLOFJZWUDZJBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 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
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 5
- RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 1-methylsulfonylpiperidin-4-one Chemical compound CS(=O)(=O)N1CCC(=O)CC1 RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 8-methyl Nonanoic acid Chemical compound CC(C)CCCCCCC(O)=O OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 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
- 125000003917 carbamoyl group Chemical group [H]N([H])C(*)=O 0.000 description 4
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical group 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 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
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Chemical group 0.000 description 3
- 229930195734 saturated hydrocarbon Chemical group 0.000 description 3
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LOMVENUNSWAXEN-UHFFFAOYSA-N Methyl oxalate Chemical compound COC(=O)C(=O)OC LOMVENUNSWAXEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019398 NaPF6 Inorganic materials 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
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000005591 charge neutralization Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- YSEKNCXYRGKTBJ-UHFFFAOYSA-N dimethyl 2-hydroxybutanedioate Chemical compound COC(=O)CC(O)C(=O)OC YSEKNCXYRGKTBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical group CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 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
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M salicylate Chemical compound OC1=CC=CC=C1C([O-])=O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M 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
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- RGCVYEOTYJCNOS-UHFFFAOYSA-N (4-cyano-2-methylphenyl)boronic acid Chemical compound CC1=CC(C#N)=CC=C1B(O)O RGCVYEOTYJCNOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FGHCYIPZQUMLRQ-UHFFFAOYSA-N 2,6-dibromocyclohexa-2,5-diene-1,4-dione Chemical compound BrC1=CC(=O)C=C(Br)C1=O FGHCYIPZQUMLRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004135 Bone phosphate Substances 0.000 description 1
- UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N Dimethyl adipate Chemical compound COC(=O)CCCCC(=O)OC UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYCKQBWUSACYIF-UHFFFAOYSA-N Ethyl salicylate Chemical compound CCOC(=O)C1=CC=CC=C1O GYCKQBWUSACYIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-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
- 241000220317 Rosa Species 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
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 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 class 0.000 description 1
- 150000001348 alkyl chlorides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001350 alkyl halides Chemical class 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 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
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 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
- ZWWQRMFIZFPUAA-UHFFFAOYSA-N dimethyl 2-methylidenebutanedioate Chemical compound COC(=O)CC(=C)C(=O)OC ZWWQRMFIZFPUAA-UHFFFAOYSA-N 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
- TVFJAZCVMOXQRK-UHFFFAOYSA-N ethenyl 7,7-dimethyloctanoate Chemical compound CC(C)(C)CCCCCC(=O)OC=C TVFJAZCVMOXQRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940005667 ethyl salicylate Drugs 0.000 description 1
- 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
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 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
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 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
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement 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
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 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
- 238000012856 packing Methods 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
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229960001860 salicylate Drugs 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
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Chemical group 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008154 viscoelastic solution Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—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
- C09K8/52—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
- C09K8/92—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)
Description
Det tekniske området for oppfinnelsen
[0001] Denne oppfinnelse vedrører blandinger og fremgangsmåter anvendt ved reduksjonen av viskositeten av viskoelastiske surfaktant (VES) fluider, spesielt for bruk i behandling av undergrunns formasjoner og olje- og gassbrønner.
Bakgrunn for oppfinnelsen
[0002] Viskoelastiske surfaktantfluider fremstilles vanlig ved innblanding av passende mengder av egnede surfaktanter (overflateaktive stoffer) som for eksempel anoniske, kationiske, ikke-ioniske og zwitterioniske surfaktanter. Viskositeten av de viskoelastiske surfaktantfluider tilskrives den tredimensjonale struktur som dannes av komponentene i fluidene. Når konsentrasjonen av surfaktantene i et viskoelastisk fluid signifikant overskrider en kritisk konsentrasjon, og i de fleste tilfeller i nærvær av en elektrolytt, aggregerer surfaktantmolekyler til spedes som for eksempel miceller, som kan interagere til å danne et nettverk som fremviser elastisk opptreden. I den resterende del av denne beskrivelse vil betegnelsen "micelle" bli anvendt som en generisk betegnelse for de organiserte interagerende spedes.
[0003] Viskoelastiske surfaktantoppløsninger dannes vanlig ved tilsetning av visse reagenser til konsentrerte oppløsninger av surfaktanter, ofte bestående av langkjedede kvaternære ammoniumsalter som for eksempel cetyltrimetylammo-niumbromid (CTAB). Vanlige reagenser som genererer viskoelastisitet i surfaktant-oppløsningene er salter som ammoniumklorid, kaliumklorid, natriumsalicylat og natriumisocyanat og ikke-ioniske organiske molekyler som for eksempel kloroform. Elektrolytt-innholdet i surfaktantoppløsninger er også en viktig kontroll på deres viskoelastiske opptreden.
[0004] Det har vært betraktelig interesse for å anvende slike viskoelastiske surfaktanter som brønn ettersynsfluider. Det vises for eksempel til US patent nr. 4.695.389; 4.725.372; 5.551.516; 5.964.295 og 5.979.557.
[0005] Innføringen av ytterligere komponenter til fluidet kan bevirke en dramatisk minsking avfluidviskositeten, benevnt "bryting". Denne kan forekomme selv med komponenter som for eksempel vann eller elektrolytter, som allerede kan være tilstede i fluidet. I oljefeltanvendelser reduseres for eksempel viskositeten av viskoelastiske surfaktantfluider eller tapes etter eksponering til formasjonsfluider (for eksempel råolje, kondensat og/eller vann); og denne viskositetsreduksjon eller
-tap utløser rensing av reservoaret, frakturen eller annet behandlet areal.
[0006] Under noen forhold ville det imidlertid være passende å ha en bedre kontroll av denne bryting, for eksempel når brytingen av fluidet er ønsket ved et spesielt tidspunkt eller tilstand, når det er ønsket å akselerere viskositetsreduksjon eller når den naturlige innstrømning av reservoarfluider (for eksempel i tørrgass-reservoarer) ikke bryter eller ufullstendig bryter det viskoelastiske surfaktantfluider. Denne fremstilling beskriver blandinger og fremgangsmåter anvendt for å bryte viskoelastiske surfaktantfluider.
[0007] Gelbrytere er vanlig anvendt for konvensjonelle polymerbaserte fluider anvendt i stimulering og lignende ettersom polymerbaserte fluider, til for-skjell fra viskoelastisk surfaktantbasert fluid, ikke spontant brytes når de kommer i kontakt med hydrokarboner eller vandige formasjonsfluider. Å etterlate et høyvis-køst fluid i formasjonen ville resultere i en reduksjon av formasjonspermeabiliteten og følgelig en minsking av produksjonen. De mest vanlig anvendte brytere er oksiderende midler og enzymer. Bryterne kan oppløses eller oppslemmes i den flytende (vandig, ikke-vandig eller emulsjons) fasen av behandlingsfluidet og eksponeres til polymeren under hele behandlingen (tilsatt "internt") eller eksponeres til fluidet ved et tidspunkt etter behandlingen (tilsatt "eksternt"). De mest vanlige interne metoder og blandinger for konvensjonelle polymerbaserte systemer innebærer oppløselige oksiderende midler eller enzymer; de mest vanlige eksterne metoder og blandinger innebærer innkapslede enzymer eller innkapslede oksiderende midler eller innebærer bruken av for- eller etterspylinger som inneholder brytere. Bryting kan foregå i borehullet, gruspakkingen, filterkaken, bergartsmatriksen, i en fraktur eller i noe annet tilsatt eller skapt miljø.
[0008] UK patent nr. GB 2332223 (Hughes, Jones og Tustin), "Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids" beskriver fremgangsmåter for å forsinke og kontrollere oppbyggingen av viskositet og geldannel-se av viskoelastiske surfaktantbaserte geldannende blandinger. Disse metoder anvendes for å lette anbringelse av forsinket ("forgel") fluid inn i et porøst medium og deretter å utløse dannelsen av den viskoelastiske gel in situ.
[0010] US patent nr. 4.735.731 (Rose et al.) beskriver flere metoder for reversibelt å bryte viskositeten av VES-oppløsninger gjennom et inngrep på overflaten. Disse metoder inkluderer oppvarming/avkjøling av fluidet, regulering av pH eller å bringe fluidet i kontakt med en effektiv mengde av et blandbart eller ikke-blandbart hydrokarbon og deretter underkaste fluidet for betingelser slik at viskositeten av fluidet i vesentlig grad gjenopprettes. Den reversible behandling ifølge Rose er nyttig for borefluider slik at det fluid som pumpes inn i brønnen er viskøst nok til å bære borkaks til overflaten, men i stand til å brytes ved overflaten for fjernelse av faststoffet. Brytingsmetodene drøftet i Rose anvendes ikke for å bryte en viskoelastisk oppløsning nede i en brønn og synes videre å ha en øyeblikkelig virkning på viskositeten av fluidet.
[0011 ] Det foreligger derfor et behov for fremgangsmåter for bryting av viskoelastiske surfaktantfluider etter undergrunns olje- eller gassbrønnbehandling, ved forutbestemte tidspunkt eller tilstander og/eller de ikke brytes av den naturlige innstrømning av reservoarfluider.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon omfattende trinnene med: (a) injisering ned i en brønn av et vandig fluid omfattende en fortykkende mengde av en viskoelastisk surfaktant; (b) tilveiebringelse av et brytersystem som bevirker en reduksjon i viskositet av fluidet etter dets injeksjon, men ikke signifikant påvirker dets viskositet ved overflate og under injeksjonen, hvor det nevnte brytersystem inkluderer en polyelektrolytt valgt fra anioniske polymerer, kationiske polymerer, zwitterioniske polymerer og polypropylenglykol.
Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
[0012] Blandinger og fremgangsmåter for initiering, kontroll og forbedring av rensing av viskoelastiske surfaktantfluider med brytermidler er beskrevet. Brytere kan være interne, eksterne eller en kombinasjon derav. Disse blandinger og fremgangsmåter er fokusert på, men ikke begrenset til brytere for viskoelastiske surfaktantsystemer basert på kationiske surfaktanter som erucylmetyl bis(2-hyd-roksyetyl) ammoniumklorid ("EMHAC"); zwitterioniske surfaktanter som betainsurfaktanter; og anioniske surfaktanter som for eksempel oljesyrederivatene. Fremgangsmåtene og blandingene beskrevet heri er imidlertid også gitt for å bryte viskoelastiske surfaktantfluider basert på anioniske, kationiske, ikke-ioniske og zwitterioniske surfaktanter.
[0013] Forskjellige typer av alkoholer, organiske syrer og salter er kjent å gi en reduksjon av viskositeten av en viskoelastisk gel - eller endog fullstendig å "bryte" gelen. For de testede blandinger ble det funnet at disse brytingsmidler har den følgende effektivitet:
[0014] I tillegg er visse polyelektrolytter også funnet å virke som VES fluid-brytende midler. Uten å begrense oppfinnelsens omfang er det antatt at egnede
polyelektrolytter virker ved minst to forskjellige mekanismer. Hvis polyelektrolytten og surfaktanten bærer motsatte ladninger virker disse brytere ved ladningsnøytra-lisasjon. Hvis de bærer den samme ladning virker disse brytere ved micellær opp-rivning (lignende brytingseffekten av hydrokarboner på VES-fluider). Begge mekanismer koeksisterer for zwitterioniske surfaktanter. Brytingseffekten av disse polyelektrolytter er øyeblikkelig. I en foretrukket utførelsesform er derfor polyelektrolyt-tene innkapslet.
[0015] Det er et aspekt ved oppfinnelsen å tilveiebringe fremgangsmåter og blandinger for forsinket bryting av slike viskoelastiske surfaktantholdige geldannende blandinger uten at dette signifikant eller vesentlig skal gå på bekostning av de initiale fluidegenskaper nødvendige for oppslemning og transport av proppemiddel under fraktureringsoperasjonen. Oppfinnelsen vedrører således en fremgangsmåte for å behandle en undergrunnsformasjon ved at det nede i en brønn injiseres et vandig fluid omfattende en fortykkende mengde av en viskoelastisk surfaktant omfattende tilveiebringelse av et brytesystem eller en forløper for et brytesystem som bevirker en reduksjon i viskositeten av fluidet etter dets injeksjon, men ikke signifikant påvirker dets viskositet ved overflaten eller under injeksjonen. Optimerte sammensetninger sikrer at den viskoelastiske gel hurtig dannet under overflatebetingelser forblir stabil under pumping og plassering inn i frakturene. Ved et senere tidspunkt blir så gelviskositeten signifikant redusert med den kontrollerte frigivelse av et gelbrytende system.
[0016] Den følgende forenklede sekvens beskriver en foretrukket anvend-else av blandingene ifølge den foreliggende oppfinnelse:
(A) Ved overflaten under pumping og dannelse av proppemiddel tilsatt fraktur: Kombinasjon og pumping av en kjent viskoelastisk surfaktantgel + tilsetningsstoff A som utvikles til en viskoelastisk surfaktantgel. (B) Etter reversering av pumperetningen ( tilbakestrømningsregime) : Tilsetningsstoffet A (enten gjennom en intern prosess eller etter
tilsetning av et andre tilsetningsstoff) frigjør minst én komponent B, som reduserer gelstyrken av den viskoelastiske surfaktantgel. Begge prosesser er lagt opp til å forsinke virkningen av gelstyrkereduksjonen til et tidspunkt når den viskoelastiske surfaktantgel er tilstede i frakturen og formasjonen.
[0017] Ifølge et aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringes således en forløper som frigir et brytingssystem ved hjelp av minst én av de følgende prosesser: smelting, sakte oppløsning, reaksjon med en forbindelse tilstede i fluidet eller tilsatt til fluidet under eller etter injeksjonstrinnet, bryting av et innkapslende belegg og deadsorbsjon av et brytemiddel absorbert inn i faste partikler.
[0018] Det initiale tilsetningsstoff A, når dette tilsettes som en intern bryter, er foretrukket en vannoppløselig forbindelse. Egenskapene av A, spesielt hydro-fil/lipofil-balanse (HLB) og ladningskarakteristikker, er slik at egenskapene av den viskoelastiske surfaktantgel ikke påvirkes signifikant ved dets nærvær inntil en reaksjon foregår som genererer en tilstrekkelig konsentrasjon av B (og under visse forhold mer reaksjonsprodukter) for å bryte micellene og redusere fluidets gelstyrke og fluidviskositet under tilbakestrømning.
[0019] Foretrukne eksempler på tilsetningsstoff A er estere, isothionater, sarcosinater, alkoholsulfater, alkoholetersulfater, alkoholfenoletersulfater, kar-boksylatanioner, etoksykarboksylatanioner, esterkarboksylater og polyelektrolytter. Disse produkter vil reagere til å frigi en alkohol- eller en karboksylsyrebryter, for eksempel ved hydrolyse.
[0020] Et ytterligere aspekt av oppfinnelsen vedrører innkapslede salter. Viskoelastiske surfaktantfluider oppnår viskositet ved å danne miceller i nærvær av en elektrolytt. Micellene kan ha et antall former, inklusive ormlignende, stav-lignende, kuleformede, laminære eller vesikulære. Den optimale viskositet oppnås bare når konsentrasjonen av elektrolytten faller innenfor et gitt område. For eks empel, i tilfellet av EMHAC, er det optimale vindu generelt mellom 0,6 M og 0,8 M (molar). Nærværet av et innkapslet salt i fraktureringsfluidet ville ikke påvirke rheologien under anbringelse. Etter frakturlukking ville proppemiddelkornene knuse kapslene og tillate frigivelse av det ekstra salt; følgelig ville elektrolyttkonsentrasjonen falle utenfor det optimale området og fluidviskositeten ville falle. Innkapslet ammoniumpersulfat er særlig nyttig. Andre innkapslede materialer kan inkludere organiske salter som natriumsalicylat, uorganiske salter som NaPF6(natriumheksafluorfosfat) og KCI (kaliumklorid), og flytende hydrokarboner eller surfaktanter som natriumdodecylsulfat. Et hvilket som helst salt som er tilstrekkelig oppløselig i behandlingsfluidet og ville bryte micellestrukturen ville faktisk være passende.
[0021] Det ekstra salt kan også frigis ved den forsinkede spaltning av en forbindelse som genererer kloridet. En lignende effekt kan oppnås ved bruk av en forsinket spaltning av en salicylatgenerator som for eksempel estere, metyl-salicylat og etylsalicylat. Spaltningen av de siste forbindelser frigir alkohol, som kan indusere en ytterligere viskositetsreduksjon.
[0022] Enda et ytterligere aspekt av den foreliggende oppfinnelse vedrører bruken av polyelektrolytter som VES-brytere. Polyelektrolytter nyttige ved oppfinnelsen kan være anioniske, kationiske, ikke-ioniske og zwitterioniske. Avhengig av den type av polyelektrolytt og surfaktant som anvendes varierer den meka-nisme hvormed VES-fluidet brytes. For eksempel arbeider kationiske polyelektrolytter ved hjelp av ladningsnøytralisasjon med anionisk surfaktant, mens anioniske polyelektrolytter bevirker micellær oppriving for kationisk surfaktant. Selv om det skal forstås at en hvilken som helst egnet polyelektrolytt kan anvendes, er de følgende foretrukket: sulfonerte polynaftalener, sulfonerte polystyrener og sulfonerte styren/maleinsyreanhydrid polymerer. Mer spesifikt foretrekkes polypropylenglykol, polynaftalensulfonat og polystyrensulfonat.
[0023] Videre kan andre materialer, som angitt i videre utførelsesformer ovenfor, som for eksempel faste eller flytende organiske forbindelser som alkoholer som for eksempel dodecylalkohol eller surfaktanter som for eksempel natriumdodecylsulfat innkapsles og anvendes på denne måte. US patent nr. 4.741.401 (Walles et al.) viser innkapslede materialer med kontrollert frigivelse hvori de innkapslede materialer frigis inn i det minste delvis ved kapselknusing. US patent nr. 3.956.173 omhandler innkapslede kaliumsalter, inklusive kaliumklorid, hvorfra de innkapslede kaliumsalter frigis i det minste delvis ved oppløsning i vann av innkapslingsmaterialet. Andre mekanismer, som for eksempel osmotisk eller kjemisk diffusjon er blitt rapportert. I alle tilfeller frigis brytemiddelet ved brudd på innkapslingsbelegget.
[0024] Et ytterligere aspekt av oppfinnelsen vedrører saktevirkende brytere. En type av saktevirkende bryter er ikke-herdede, eller delvis herdede harpiksbelagte proppemidler. Når disse er inkludert i behandlinger av undergrunnsforma-sjoner som inkluderer proppemidler vil harpiksbelegget på proppemiddelet herdes ved en viss tid eller temperatur og bevirke at proppemiddelpartiklene kleber til hverandre. Dette er ofte ønskelig for å hindre tilbakestrømning av partikler inn i en brønn. Det er funnet at herdemidlene (vanlig fenoler og aminer) i de fleste harpiksbelagte proppemidler er uforlikelige med viskoelastiske surfaktantfluider. Harpik-sen kan sammensettes til å frigi herdemiddelet hurtig eller meget sakte, resulter-ende i en lang eller kort forsinkelse i nedbrytingen av det viskoelastiske surfaktantfluid.
[0025] En type av oppløselig bryter omfatter surfaktanter med hydrofile hodegrupper motsatt ladet til de hydrofile hodegrupper av de anioniske eller kationiske surfaktanter som utgjør noen viskoelastiske surfaktantfluider, eller med andre ord som er motsatt ladet til surfaktantene som danner det viskoelastiske surfaktantfluid. C18til C20sulfater er blitt vist å redusere viskositeten av kationiske viskoelastiske surfaktantfluider meget effektivt. Som et eksempel bryter det anioniske surfaktant natriumdodecylsulfat (C12sulfat) viskoelastiske surfaktantfluider som er basert på kvaternære aminsurfaktanter som for eksempel EMHAC og lignende, men slik bruk av sulfatet krever også et forsinkelsesmiddel er -metode. Andre eksempler inkluderer alkyl- eller arylfosfater eller -fosfonater eller karboksyl-syre, for eksempel såper som fettsyrer. Når disse materialer i seg selv ikke opp-løses sakte må de innkapsles eller adsorberes for sakte frigivelse som beskrevet i andre utførelsesformer heri. Absorbsjon kan for eksempel være i karbokeramiske proppemidler eller zeolitter.
[0026] Andre sakte oppløselige brytere velges blant materialer, faste eller flytende ved overflatetemperatur og initialt enten uoppløselig eller ikke-blandbare med det viskoelastiske surfaktantfluid. I sin tid, spesielt ved forhøyede temperaturer, frigir bryterne sakte molekyler inn i fluidet og bryter i stykker micellestrukturen. Et eksempel er et ikke-blandbart fluid som danner en emulsjon i det viskoelastiske surfaktantfluid. Et mer spesifikt eksempel er et alkylamin; et foretrukket eksempel er dodecylamin. Andre eksempler ville inkludere faste hydra- karboner som alkaner, alkener og aromater, inklusive substituerte forbindelser, med egnede oppløsningshastigheter.
[0027] Enda et ytterligere aspekt av denne oppfinnelse vedrører smelte-punktfrigitte brytere. Et hvilket som helst materiale med et egnet smeltepunkt som er en viskoelastisk surfaktant fluidbryter når det er i flytende form kan anvendes. Viskositetsreduksjonen er irreversibel; senere avkjøling av fluidet gjenoppretter ikke fluidytelsen. C12til C18alkoholer har forholdsvis høye smeltepunkter. Andre eksempler ville inkludere hydrokarboner som alkaner, alkener og aromater, inklusive substituerte forbindelser, med egnede smeltepunkter. Faststoffer med forholdsvis høye smeltepunkter er også brukbare for å innkapsle brytere beskrevet i andre utførelsesformer heri.
[0028] Enda et ytterligere aspekt av den foreliggende oppfinnelse vedrører inklusjon av brytemidler i form av små partikler eller som impregneringsmaterialer på porøse eller ikke-porøse, naturlige eller syntetiske små partikler, for eksempel ved absorbsjon eller adsorbsjon på karbokeramiske proppemidler eller zeolitter. Partikler med en diameter i området fra 1/1000 um og 10/1000 um (nanopartikler) ville være av spesiell interesse ettersom de er små nok til å gå inn i matriksen sammen med en del av stimulerings- eller annet behandlingsfluid. De aktive nanopartikler, eller det middel som de frigjør, ville bli betraktet som en type av internt middel hvis, eller i den utstrekning de er tilstede i fluidet, eller et eksternt middel hvis de initialt går inn i matriksen og deretter frigis eller frigir et middel som så strømmer inn i det fluid som skal brytes. Et slikt system kan tilsettes under hele stimulasjonen eller annen behandling eller ved et hvilket som helst tidspunkt under behandlingen, som for eksempel i "pad" eller for- eller etterspylingen.
[0029] Et ytterligere spesielt aspekt ved denne oppfinnelse vedrører inklusjon av alkoholer i en første "fluidpad" eller forspyling innført før hovedfluidet. I forskjellige behandlinger vil nevnte "pad" forbedre eller optimere betingelser for å øke effektiviteten av hovedfluidet; for eksempel kan nevnte "pad" ved frakturering være et ikke-proppemiddelholdig fluid med forskjellig sammensetning fra hovedfluidet som inneholder proppemiddel.
[0030] Som nevnt i det foregående reduserer innføringen av en alkohol til et viskoelastisk surfaktantfluid dets viskositet. Mer nøyaktig reduserer alkoholen viskositeten med en lav skjærhastighet (typisk mindre enn 1 sek-<1>) mens viskositeten ved midlere skjærhastighet (omtrent 100 sek"<1>) essensielt ikke endres. For at et fluid skal bære med seg proppemiddel må fluidet være viskøst ved lavskjær- hastighet. På den andre side avhenger opprettelsen og opprettholdelsen av frak-turbredde hovedsakelig den midlere til høy skjærviskositet. De fleste frakturer-ingsarbeider er lagt opp til å inkludere et første "pad"-trinn med et proppemiddelfritt fraktureringsfluid, etterfulgt av proppemiddeltrinnet. Tilsetning av alkohol under dette "pad"-trinn vil følgelig ikke signifikant påvirke dette initiale trinn. For den resterende del av fraktureringsarbeidet vil proppemiddel bli tilsatt mens tilsetning av alkohol vil opphøre for å tillate at fluidet kan transportere proppemiddel.
[0031] Det skal bemerkes at alkohol også øker lekkasjeegenskapene av fraktureringsfluidet. For lavpermeabilitetsformasjon, spesielt hvis formasjonspermeabiliteten er mindre enn 1 milNDarcy, er dette ikke en ulempe ettersom formasjonen som omgir frakturen vil bli impregnert med et fluid med forbedrede renseegenskaper. Følgelig vil fluidet med en gang trykket avlastes lettere strømme ut av matriksen og føre til en bedre rensing langs hele lengden av frakturen.
[0032] I en ytterligere variant av oppfinnelsen kan alkoholen inkluderes i forpadfluidet. Forpad er et fluid som vanlig omfatter vann, et løsningsmiddel og et salt som KCI, typisk injisert i formasjonen ved selve det initiale trinn av frakturer-ingsbehandlingen.
[0033] Det skal forstås at de forskjellige metoder og kombinasjoner av oppfinnelsen kan kombineres, slik at for eksempel brytere av den samme eller av forskjellige typer kan anvendes enten sekvensmessig eller samtidig. Bryterne kan også inkluderes i del av fluidet - for eksempel i den fremre del eller den bakre del av fluidet. For eksempel kan en hurtigvirkende bryter bare inkluderes med den siste del av fluidet for å unngå for tidlig bryting av det initiale injiserte fluid. I noen tilfeller kan blandingene ifølge oppfinnelsen også anvendes for å forbedre kontroll av denne bryting, selv om det selvfølgelig er tilgjengelige fluider som til slutt vil bryte de viskoelastiske surfaktantfluider for å forbedre kontroll av slik bryting.
[0034] Det skal også forstås at fraktureringsblandingene ifølge oppfinnelsen kan inneholde komponenter i tillegg til vann, elektrolytter, surfaktanter og brytere. Slike ytterligere komponenter er for eksempel syre, base, buffere, chelaterende midler for kontroll av flerverdige kationer, frysepunktsenkende midler og lignende.
[0035] Selv om de foreliggende anvendelser har fokusert på behandlinger av hydrokarbonbrønner kan fremgangsmåtene og blandingene ifølge oppfinnelsen også anvendes ved andre anvendelser hvor den samme type av fluider anvendes, for eksempel i vannbrønner, i behandlinger for utvinning av metan fra kulleier og ved metoder for inneslutning eller for å avhjelpe forurensning av grunn eller grunn-vann.
Kort beskrivelse av tegningene
[0036] Fig. 1 viser virkningen av å tilsette forskjellige alkoholer på fluid-rheologien av en typisk viskoelastisk surfaktantbasert geldannende blanding.
[0037] Fig. 2 viser virkningen av metanolkonsentrasjon på den normaliserte viskositet av forskjellige viskoelastiske surfaktantbaserte geldannende blandinger ved 60°C og 80°C.
[0038] Fig. 3 viser virkningen av å tilsette forskjellige metyldiestere til en viskoelastisk gel.
[0039] Fig. 4 viser virkningen av adipatanion og adipinsyre på fluidviskositet ved henholdsvis nøytrale og lave pH-betingelser.
[0040] Fig. 5 viser virkningen av glutaratanion og glutarsyre, på fluidviskositet ved henholdsvis nøytrale og lave pH-betingelser.
[0041] Fig. 6 illustrerer bruken av "versatic acid" under lave og nøytrale pH-betingelser.
[0042] Fig. 7 viser motstanden mot strømning versus tid av proppemiddel-pakker som var behandlet med et viskoelastisk surfaktantfluid med og uten innkapslet ammoniumpersulfat brytermiddel.
[0043] Fig. 8 viser viskositeten av et viskoelastisk surfaktantfluid inneholdende en forholdsvis høytsmeltende fast alkohol, idet fluidet først oppvarmes og deretter avkjøles.
[0044] Fig. 9 viser kinetikken av viskositetsnedsettelse av det viskoelastiske surfaktantfluid i nærvær av herdbare proppemidler.
[0045] Fig. 10 viser viskositeten som en funksjon av kloridkonsentrasjon for oppløsninger inneholdende henholdsvis 2,25 vekt% og 4,5 vekt% EMHAC surfaktant.
Detaljert beskrivelse
[0051] Forskjellige eksempler på bryting av en gel av konsentrerte viskoelastiske surfaktanter er beskrevet i det følgende:
Eksempel 1: Tilsetning av alkolhol
[0052] Viskositeten av en vandig oppløsning omfattende viskoelastiske surfaktanter bestående av langkjedede kvaternære ammoniumsalter reduseres ved tilsetning av alkohol. Fig. 1 viser virkningen av å tilsette forskjellige alkoholer på strømningsrheologien av en typisk viskoelastisk surfaktantbasert geldannende blanding inneholdende 3 vekt% erucylmetyl bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid (EMHAC), 1 vekt% isopropanol og 3 vekt% ammoniumklorid.
[0053] Alle testede alkoholer minsket signifikant viskositeten ved lav skjærhastighet, med en effektivitet økende med økende kjedelengde (Ci til Cs).
[0054] Med alkoholen med den mindre kjedelengde (spesielt med metanol og etanol) er fluidviskositeten ved høyere skjærhastighet hovedsakelig den samme som den som måles for sammenligningsfluidet uten noe alkohol. Det antas at under frakturdannelse er de fleste fraktureringsfluider utsatt for en skjærhastighet på mellom omtrent 20 og 150 s_<1>- og tilsetningen av alkohol gjør det følgelig mulig å senke viskositeten ved lav skjærhastighet (tilsvarende som under rensing) mens den effektive viskositet i frakturen hovedsakelig ikke reduseres.
[0055] Fig. 2 viser effekten av metanolkonsentrasjon på den normaliserte viskositet (r)is-i med metanol) / (n,is-i uten metanol) av forskjellige viskoelastiske surfaktantbaserte geldannende blandinger ved 60°C og 80°C. Ved 60°C brytes gel A (3 vekt% surfaktant, 1 vekt% isopropanol, 3 vekt% NhUCI) med omtrent
0,5 vekt% metanol mens 2 vekt% metanol eller mindre er nødvendig for å bryte gel B (3,375 vekt% surfaktant, 1,125 vekt% isopropanol, 0,75 vekt% hm-polyakrylamid, det vil si hydrofobt modifisert polyakrylamid, 3 vekt% NhUCI). Ved 60°C tåler gel C (3,375 vekt% surfaktant, 0,75 vekt% hm-polyakrylamid, 3 vekt% NhUCI) en høyere metanolkonsentrasjon enn gel B, men ved 80°C brytes gel C lett med bare omtrent 0,5 vekt% metanol. Den kritiske konsentrasjon av alkohol nødvendig for å bryte gelen avhenger således av alkoholtype, fluidsammensetning og temperatur.
Eksempel 2: Tilsetning av eter
[0056] Denne metoden baseres på bruken av en ester (R'COOR") som har liten virkning på rheologien av den viskoelastiske gel, men som kan spaltes for å generere alkohol R"OH (ved en konsentrasjon større enn eller lik den kritiske konsentrasjon som trenges for å bryte gelen, hvor R' og R" er aromatiske, mettede eller umettede hydrokarbonkjeder).
[0057] Ettersom noen organiske syrer også effektivt bryter en gel omfattende en VES (se eksempel 3) kan tilsetning av ester være veldig effektiv, forutsatt at hydrolysen foregår ved et passende tidspunkt. En lignende virkning kan oppnås ved å anvende den passende tobasiske eller trebasiske ester.
[0058] Fig. 3 viser virkningen av å tilsette forskjellige metyldiestere til gel B angitt i eksempel 1. I motsetning til de mer hydrofobe diestere (dimetylglutarat,
dimetyladipat, dimetyldietylmalonat og dimetylazelat) har de mer hydrofile estere (dimetylitakonat, dimetylmalonat, dimetylmalat og dimetyloksalat) liten virkning på den lave skjærviskositet av gelen når de tilsettes ved en konsentrasjon i området 3-4 vekt%. Når det er fullstendig spaltet genererer 4 vekt% dimetyloksalat 2,2 vekt% metanol som, som vist i fig. 2, er tilstrekkelig til å bryte gel B ved 60°C eller gel C ved 80°C.
[0059] På lignende måte kan de mer hydrofile etyldiestere, for eksempel dietyloksalat, eller metylmonoestere, for eksempel metylacetat eller metylformat, anvendes for å oppnå en lignende forsinket bryting av gelen.
Eksempel 3: Tilsetning av et salt av en organisk syre
[0060] Noen organiske syrer er effektive gelbrytere. Syren kan tilveiebringes innkapslet eller som et salt. Deretter foregår under sure betingelser den følgende reaksjon:
[0061] Saltet skal velges slik at RCOO"har liten eller ingen virkning som et effektivt motion i den viskoelastiske gel. Eksempler på egnede anioner er: salicylatanion/salicylsyre: 2-(HO)C6H4COO- + H+ 2-(HO)C6H4COOH adipatanion/adipinsyre: -OOC(CH2)4COO- + 2H+ - > HOOC(CH2)4COOH versatatanionfversatic acid"|: C9H19COO- + H+ C9H19COOH glutaratanion/glutarsyre: -OOC(CH2)3COO- + H+ HOOC(CH2)3COOH
[0062] I dette eksempel er den inititale fluid pH-verdi større enn pKaav karboksylsyren slik at konsentrasjonen av RCOO"er større en konsentrasjonen av RCOOH. Ved det passende tidspunkt genereres lavere pH-betingelser slik at konsentrasjonen av RCOOH øker og blir større enn konsentrasjonen av RCOO". Lavere pH-betingelser kan genereres ved hydrolysen av en ester, som forklart i eksempel 1. Også her velges estertype og konsentrasjon slik at der er liten eller ingen innvirkning på de rheologiske egenskaper av den viskoelastiske surfaktantgel.
[0063] Fig. 4 viser virkningen av tilsetningen av adipinsyre - under forskjellige pH-betingelser - på viskositeten (målt under en skjærhastighet på 1 s_<1>, ved 25°C) av en geldannende blanding inneholdende 3,375 vekt% erucylmetyl bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid (EMHAC), 1,125 vekt% isopropanol, 0,75 vekt% hm-polyakrylamid og 4 vekt% kaliumklorid. Adipatanionet er et effektivt motion, som øker fluidviskositet ved nøytral pH, men ekvivalente konsentrasjoner av adipinsyre reduserer viskositeten under lave pH-betingelser.
[0064] På lignende måte viser fig. 5 virkningen av forskjellige konsentrasjoner av glutarsyre under forskjellige pH-betingelser på viskositeten målt under en skjærhastighet 1 s_<1>, ved 25°C på den samme geldannende blanding. Fluidviskositeten er bare litt redusert av glutaratanionet, ved nøytral pH, men ekvivalente konsentrasjoner av glutarsyre reduserer viskositeten under lave pH-betingelser.
[0065] Endelig viser fig. 6 "versatic acid" som en effektiv bryter under lave pH-betingelser, men, ved nøytral pH, hvor konsentrasjonene av versatat og "versatic acid" er omtrent de samme, opprettholder gelen en høy viskositet. Testene i fig. 6 ble utført på en geldannende blanding inneholdende 4,5 vekt% erucylmetyl bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid (EMHAC), 1,5 vekt% isopropanol, 0,5 vekt% hm-polyakrylamid og 3 vekt% ammoniumklorid.
[0066] Med zwitterioniske surfaktanter som for eksempel betainsurfaktanter er sitronsyre HOC(CH2C02H)2COOH et foretrukket brytesystem.
Eksempel 4: Tilsetning av organiske sulfatsalter
[0067] Langkjedede alkoholer kan genereres ved den sure hydrolyse av organiske sulfatsalter som for eksempel (i) R-OSO3X, hvor R er en mettet lineær hydrokarbonkjede og X er et alkalimetall (for eksempel natriumlaurylsulfat, Ci2H2sS04Na) eller (ii) RO(CH2CH20)nS04X (alkoholetersulfat) hvor R er en mettet lineær hydrokarbonkjede, typisk med 10 til 15 karbonatomer, n er i området 2 til 10 og X er typisk natrium, magnesium eller ammonium.
[0068] Syrehydrolyse av R-OSO3X eller RO(CH2CH20)nS04X ved forhøy-ede temperaturer (typisk >50°C) frigjør svovelsyre som katalyserer hydrolysen, for eksempel under sure betingelser, R-OSO3X + H2O —► ROH + H2SO4. Visse konsentrasjoner av alkylsulfater (for eksempel natriumlaurylsulfat, Ci2H2sS04Na) eller alkoholetersulfater (for eksempel Ci4H290(CH2CH20)2-3S04NH4) er effektive ko-surfaktanter i viskoelastiske surfaktantholdige geldannende blandinger hvor den viskoelastiske surfaktantkomponent er kationisk, for eksempel erucylmetyl bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid (EMHAC).
[0069] I anvendelsen ved fraktureringsprosessen kan således lave konsentrasjoner av organiske sulfatkosurfaktanter anvendes for å forbedre gelstyrke og viskositet under pumping og dannelse av den proppede fraktur, men deretter kan en tilstrekkelig konsentrasjon av langkjedet alkohol frigis for å bryte gelen under tilbakestrømningsfasen.
Eksempel 5: Tilsetning av polymerer
[0070] Ved anvendelsen av viskoelastiske surfaktantbaserte geldannende blandinger omfattende viskoelastiske surfaktanter i kombinasjon med hydrofobt modifiserte vannoppløselige polymerer kan den forsinkede frigivelse av en bryterforbindelse oppnås ved hydrolyse av de hydrofobe grupper på polymeren. For eksempel kan en alkoholbryter genereres ved syrehydrolyse av alkylakrylat-eller alkylmetakrylat-grupper i en kopolymer med akrylamid ved å bruke reak-sjonen:
[0071] [-CH2CH(CONH2)]n[-CH2-CR'(COOR")]m<+>H2O -► [-CH2-CH(CONH2)]n[-CH2-CR'(COOH)]m+ R"OH hvor R' er hydrogen eller metyl og R" er en lineær eller forgrenet mettet hydrokarbonkjede.
[0072] I en alternativ metode kan en karboksylsyrebryter genereres ved sur hydrolyse: [-CH2-CH(CONH2)]n[-CH2-CH(OOCR")]m + H20 -► [-CH2-CH(CONH2)]n[-CH2-CH(OH)]m+ R"COOH av vinylalkanoat-gruppene i en kopolymer med akrylamid, hvor R" er en lineær eller forgrenet mettet hydrokarbonkjede.
[0073] For eksempel genererer den sure hydrolyse av en vinyl neode-kanoat/akrylamid-kopolymer "versatic acid" som, som vist i fig. 6, er en effektiv bryter under lave pH-betingelser. Testene rapportert i fig. 6 ble utført på en geldannende blanding inneholdende 4,5 vekt% erucylmetyl bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid (EMHAC), 1,5 vekt% isopropanol, 0,5 vekt% hm-polyakrylamid og 3 vekt% ammoniumklorid. Viskositeten ble målt ved 25°C under en skjærhastighet på 1 s_<1>.
Eksempel 6: Innkapsling
[0074] Et basis viskoelastisk surfaktantfluid ble fremstilt ved at det til vann ble tilsatt 3 vol% EMHAC og 3 vekt% ammoniumklorid. Dette fluid ble så anvendt for å utføre to proppemiddel-pakningsledningsevnetester ved 43°C. I disse tester ble en blanding av et viskøst fluid og et proppemiddel innført i en celle. Cellen ble så lukket under trykk. Saltoppløsning ble så pumpet gjennom cellen og trykket nødvendig for å opprettholde en viss strømningstakt ble målt over tid. En minsking i motstanden mot strømning indikerer at det viskøse fluidet brytes. Fortrengning av det viskøse fluid betegnes rensing. Innkapslet ammoniumpersulfat i en konsentrasjon på 1,2 g/l ble tilsatt til fluidet som et brytemiddel for en ledningsevnetest og 1,8 g/l ble tilsatt i en ytterligere test. Ingen tilsetningsstoffer ble anvendt i kon-trolledningsevnetesten. Proppemiddelet var Ottawa-sand med kornstørrelse tilsvarende 20/40 mesh. Sammenligningsresultatene er vist i fig. 7, hvor motstanden mot strømning eller tilbakestrømningstrykk (angitt i volt på en trykk-omformer) er avsatt versus tid og APS betegner ammoniumpersulfat.
[0075] Etter lukking ble de innkapslede ammoniumpersulfatkapsler opp-revet og friga ammoniumpersulfatet som brøt det viskoelastiske surfaktantfluid. Det er tydelig at det initiale rensetrykk var hovedsakelig mindre når bryteren var tilstede og tiden for å oppnå rensing var signifikant kortere.
Eksempel 7: Tilsetning av natriumheksafluorfosfat
[0076] Et basis viskoelastisk surfaktantfluid ble fremstilt ved at det til vann ble tilsatt 2 vol% EMHAC og 3 vekt% ammoniumklorid. Til porsjoner av dette fluid ble det tilsatt varierende mengder av natriumheksafluorfosfat NaPF6. Viskositeten av fluidet ble så bestemt ved romtemperatur (omtrent 21 °C) eller ved 60°C. Resultatene er vist i tabell 1 herunder.
[0077] Dette viser at natriumheksafluorfosfat er effektivt til å bryte gelen og at graden av brytingen kan styres ved å variere mengden av salt. Hvis innkapslet ville saltet bli frigitt som ved frakturlukking (knusing av kapslene), og/eller osmose og/eller oppløsning.
Eksempel 8: Smeltepunktfrigitt alkohol
[0078] Et basis viskoelastisk surfaktantfluid ble fremstilt ved at det til vann ble tilsatt 2 vol% EMHAC og 3 vekt% ammoniumklorid. Til dette fluid ble det tilsatt 0,6 g/l C16-C18alkoholbryter med et smeltepunkt på omtrent 45°C ± 3°C. Et kon-trollfluid, uten alkohol, og det testede fluid ble anbragt i resiproserende kapillar viskosimeter og viskositeten ble overvåket ettersom fluidtemperaturen ble økt. Resultatene er vist i fig. 8. Angivelsene på Y-aksen representerer temperaturen i °C; temperaturkurven, som viser at den maksimale temperatur ble oppnådd av omtrent 2 timer, er representert ved den tykke linje. Viskositeten av kontrollfluidet er representert ved sorte trekanter; viskositetskurven av det testede fluid er representert ved en stiplet strek (ingen skala er angitt for viskositetsmålingene).
[0079] Når fluidtemperaturen passerte smeltepunktet for alkoholen falt fluidviskositeten dramatisk. Senere i testen ble fluidtemperaturen senket under smeltepunktet for alkoholen. Fluidviskositeten ble ikke gjenopprettet som viser at systemets evne til å danne miceller var permanent ødelagt.
Eksempel 9: Harpiksbelagte proppemidler
[0080] Avleiringstestene ble utført ved romtemperatur ved bruk av 200 ml graderte sylindre. Det basis viskoelastiske surfaktantfluid for alle disse tester var 3 vol% EMHAC og 4 vekt% kaliumklorid, med en initial viskositet på 168 cP med en skjærhastighet på 170 s_<1>som målt på et Fann 35 viskosimeter. Proppemiddel-størrelsen anvendt i alle disse tester var 20/40 mesh partikkelstørrelse for å sikre et sammenlignbart overflateareal. Harpiksinnholdet av de herdbare proppemidler anvendt i denne undersøkelse varierte fra 1,8 til 4,0 vekt% avhengig av produ-sentens spesifikasjoner, men var konstant for hver proppemiddeltype. Den følg-ende blandingsprosedyre ble anvendt: 200 ml av fluidet kombinert med 100 g proppemiddel (tilsvarende 500 g/l proppemiddelinnhold) ble kraftig omrystet i et beger for å oppnå en homogen suspensjon og overført i en gradert 200 ml syl-inder. Tiden for den synlige avleiring og for den fullstendig avleiring av proppemiddelet ble så iakttatt. Viskositeten av det overliggende fluid ble målt ved hjelp av Fann 35 viskosimeteret og sammenlignet med den initiale viskositet av fluidet. Tabell 2 viser avleiringstidene for harpiksbelagte proppemidler først og deretter for sammenligning typiske avleiringstider for ikke-belagte proppemidler. "Visk. [cP] @ 170 s"<1>" refererer til viskositeten i centipoise ved en skjærhastighet på 170 s_<1>. Proppemidler angitt som (Borden) ble oppnådd fra Borden Chemical, Inc., Oilfield Products, Houston, TX; proppemidler angitt som (Santrol) ble oppnådd fra Santrol, Fresno, TX; proppemidler angitt som (CARBO) ble oppnådd fra CARBO Ceramics Inc., Irving, TX.
[0081] Fig. 9 viser kinetikken for viskositetsnedbrytning av VES-fluidet i nærvær av herdbare proppemidler (500 g/l proppemiddel innhold). Av hensyn til klarheten for å forstå denne figur er fig. 9 blitt oppdelt. Fig. 9 er basert på resultatene av testene ovenfor og er støttet av resultatene vist i tabell 2.
Eksempel 10: Langsomt oppløselige forbindelser
[0082] Et basis viskoelastisk surfaktantfluid ble fremstilt ved at det til vannet ble tilsatt 3 vol% EMHAC og 3 vekt% ammoniumklorid. Til dette fluid ble det tilsatt 1 vol% flytende dodecylamin, som ikke var blandbart og dannet en emulsjon med basisfluidet. Dette fluid ble så lagret ved 60°C. Det viskoelastiske surfaktantfluid ble iakttatt å brytes etter 4 timer.
Eksempel 11: Langsom spaltning av forbindelser
[0083] Fig. 10 viser hvorledes frigivelsen av klorid påvirker viskositeten av et viskoelastisk surfaktant. Den nedre kurve (merket med romber) tilsvarende en konsentrasjon på 2,25 vekt% EMHAC og den øvre kurve (sorte kvadrater) tilsvarende en konsentrasjon av 4,5 vekt% EMHAC, viser viskositetsutviklingen med økende klorid-innhold. Grafen viser at viskositeten av oppløsningen når et maksi-mum mellom 0,6 og 0,8 vekt% saltkonsentrasjon for å minske hurtig ved klorid-konsentrasjonsverdier utover 1,5 vekt%. For å oppnå den nødvendige endring i saltkonsentrasjon er det vurdert å tilsette et alkylhalogenid, foretrukket et alkyl-klorid til VES-oppløsningen.
Eksempel 12: Polypropylenglykol
[0084] Forsøk ble utført for å sammenligne viskositeten av et VES-fluid med 6% betainbasert surfaktant med den av et identisk fluid, med tillegg 0,3 vol% polypropylenglykol. Viskositeten av begge fluider ble målt fra 26,7°C til 149°C ved 100 sek"<1>. Viskositeten av fluidet inneholdende PPG var signifikant minsket, versus VES-fluidet alene.
Eksempel 13: Polynaftalensulfonat / oliesyre- basert fluid
[0085] Et basisfluid ble fremstilt ved tilsetning til vann av 10 ml/liter av et oljesyrebasert VES-fluid. Viskositeten av basisfluidet ble bestemt fra 0,1 sek-<1>til 100 sek"<1>ved 26,7°C og 43,3°C.
[0086] Tre ytterligere basisprøver ble fremstilt som angitt og til hver prøve ble natriumpolynaftalensulfonat tilsatt i en av de følgende konsentrasjoner: 0,24 g/l, 0,36 g/l og 0,72 g/l. Det fulle rheogram for stabil tilstand ble for hvert fluid målt fra 0,1 sek"<1>til 100 sek"<1>ved 26,7°C og 43,3°C. En vesentlig minsking i fluidviskositeten ble oppnådd ved tilsetningen av polynaftalensulfonat-bryteren. Økende konsentrasjoner av bryteren frembringer økende viskositetstap i basis VES-fluidet. Denne reduksjon i fluidviskositet er permanent.
Eksempel 14: Polynaftalensulfonat / EMHAC
[0087] Et basisfluid ble fremstilt ved tilsetning av vann til 10 ml/l EMHAC-basert surfaktant og 4 vekt% KCI. Et fullstendig rheogram i stabil tilstand ble målt fra 0,1 sek"<1>til 100 sek"<1>ved 26,7°C og 43,3°C.
[0088] To ytterligere basisprøver ble fremstilt som angitt ovenfor. Til en prøve ble det tilsatt 0,24 g/l natriumpolynaftalensulfonat og til den andre prøve ble det tilsatt 0,48 g/l natriumpolynaftalensulfonat. Et rheogram i stabil tilstand ble fremstilt for hvert fluid fra 0,1 sek"<1>til 100 sek"<1>ved 26,7°C og 43,3°C. Forsøk viste at tilsetningen av polynaftalensulfonat medvirker en signifikant minskning i viskositeten av det EMHAC-baserte fluid.
[0089] Den foregående beskrivelse av spesifikke utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse er ikke ment å være en fullstendig liste over hver mulig utføsrelsesform av oppfinnelsen. Fagkyndige vil innse at modifikasjoner kan foretas til de spesifikke utførelsesformer beskrevet heri som ville være innenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon omfattende trinnene med: (a) injisering ned i en brønn av et vandig fluid omfattende en fortykkende mengde av en viskoelastisk surfaktant; (b) tilveiebringelse av et brytersystem som bevirker en reduksjon i viskositet av fluidet etter dets injeksjon, men ikke signifikant påvirker dets viskositet ved overflate og under injeksjonen, hvor det nevnte brytersystem inkluderer en polyelektrolytt valgt fra anioniske polymerer, kationiske polymerer, zwitterioniske polymerer og polypropylenglykol.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den viskoelastiske surfaktant er en anionisk surfaktant.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den viskoelastiske surfaktant er en kationisk surfaktant.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den viskoelastiske surfaktant er en zwitterionisk surfaktant.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor den viskoelastiske surfaktant er EMHAC.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor den viskoelastiske surfaktant omfatter en oljesyre.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor den viskoelastiske surfaktant er et betain.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor polyelektrolytten er innkapslet.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor brytersystemet videre omfatter polypropylenglykol.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor polyelektrolytten omfatter en anionisk polyelektrolytt.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor polyelektrolytten er en kationisk polyelektrolytt.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor den anioniske polyelektrolytt er natriumpolynaftalensulfonat.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor den anioniske polyelektrolytten er polystyrensulfonat.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor polyelektrolytten er et styren/maleinsyreanhydridsulfonat.
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 |
---|---|
NO20050446L NO20050446L (no) | 2005-02-11 |
NO340245B1 true NO340245B1 (no) | 2017-03-27 |
Family
ID=30114765
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20050446A NO340245B1 (no) | 2002-07-12 | 2005-01-26 | Viskositetsreduksjon av viskoelastiske surfaktantbaserte fluider |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6908888B2 (no) |
EP (1) | EP1534926B1 (no) |
CN (1) | CN1330846C (no) |
AR (1) | AR040491A1 (no) |
AT (1) | ATE447660T1 (no) |
AU (1) | AU2003249987A1 (no) |
CA (1) | CA2492317C (no) |
DE (1) | DE60329919D1 (no) |
EA (1) | EA007350B1 (no) |
MX (1) | MXPA05000352A (no) |
NO (1) | NO340245B1 (no) |
WO (1) | WO2004007904A1 (no) |
Families Citing this family (113)
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 |
US9315712B2 (en) * | 2009-04-07 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactants and methods of making and using same |
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 |
US9090811B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
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 |
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 |
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 |
US10526531B2 (en) * | 2013-03-15 | 2020-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for increasing fracture conductivity |
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 (2)
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 |
Family Cites Families (57)
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 |
US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
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 (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 |
US20020004464A1 (en) * | 2000-04-05 | 2002-01-10 | Nelson Erik B. | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
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 |
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 |
EA007350B1 (ru) | 2006-10-27 |
AR040491A1 (es) | 2005-04-06 |
ATE447660T1 (de) | 2009-11-15 |
CA2492317C (en) | 2009-06-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO340245B1 (no) | Viskositetsreduksjon av viskoelastiske surfaktantbaserte fluider | |
CA2649056C (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
AU2001260178A2 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
AU2001260178A1 (en) | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids | |
US8383557B2 (en) | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer | |
US8481462B2 (en) | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids | |
NO334859B1 (no) | Fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid | |
US20080139411A1 (en) | Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same | |
US20070256836A1 (en) | Methods of treating a subterranean formation with a treatment fluid having surfactant effective to increase the thermal stability of the fluid | |
NO20004718L (no) | Hydraulisk frakturering ved bruk av overflateaktivt gelateringsmiddel | |
EP3224329A1 (en) | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
WO2003048267A1 (en) | Non-damaging fluid-loss control pill and method of using the same | |
US8955588B2 (en) | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid | |
US9475980B2 (en) | Microemulsion and nanoemulsion breaker fluids with organic peroxides | |
AU2017401563B2 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
DK3224329T3 (en) | DELAYED FLUID BREATHER BASED ON VISCOELASTIC SURFACTANT |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |