RU2121561C1 - Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2121561C1 RU2121561C1 RU97100325A RU97100325A RU2121561C1 RU 2121561 C1 RU2121561 C1 RU 2121561C1 RU 97100325 A RU97100325 A RU 97100325A RU 97100325 A RU97100325 A RU 97100325A RU 2121561 C1 RU2121561 C1 RU 2121561C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- mas
- sand
- formation
- clay
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов при проведении гидроразрывов. Изобретение повышает пескоудерживающую способность, т. е. стабилизирует во времени способность полученной системы удерживать песок более крупной фракции за счет улучшения структурно-механических свойств образующейся пены. В 311,5 -371 мл (31,15 - 37,1 мас.%) воды затворяют 30 - 40 г (3 - 4 мас.%) глины, а в следующих 311,5 - 371 мл (31,15 - 37,1 мас.%) воды затворяют 8 - 12 г (0,8 - 1,2 мас.%) карбоксиметилцеллюлозы. Оставляют на сутки для разбухания и далее смешивают. К образовавшейся смеси приливают 20 - 25 мл (2,0 - 2,5 мас.%) неионогенного поверхностно-активного вещества и 221 - 331 мл (20 - 30 мас.%) отработанных нефтепродуктов на основе нефтяных масел (ρ = 0,905 г/см3). Состав вспенивают. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов при проведении гидроразрывов.
Известна жидкость - песконоситель для гидравлического разрыва пласта следующего состава, мас.%:
Спиртовая дрожжевая барда - 24,51-27,10
Поверхностно-активное вещество (ПАВ) МЛ - 80 на основе сульфоната и сульфонола - 0,03-0,11
Хлорид калия - 3,98-4,21
Минерализованная вода - Остальное
(авт.св. N 1765365, кл. E 21 B 33/138, 1992).
Спиртовая дрожжевая барда - 24,51-27,10
Поверхностно-активное вещество (ПАВ) МЛ - 80 на основе сульфоната и сульфонола - 0,03-0,11
Хлорид калия - 3,98-4,21
Минерализованная вода - Остальное
(авт.св. N 1765365, кл. E 21 B 33/138, 1992).
Недостатком указанного состава является пониженная пескоудерживающая способность, так как он не содержит комплексообразователь, и система, представленная таким составом, является загущенной с высокой вязкость, а не структурированной. Стабильность состава составляет 0,450 - 0,075 г/см3, что и обусловливает недостаточную пескоудерживающую способность. Более того, состав ухудшает проницаемость пласта, и коэффициент восстановления проницаемости составляет 80,0-93,5%.
В качестве прототипа взята жидкость - песконоситель для гидравлического разрыва пласта следующего состава, мас.%:
Радиализованный γ- излучением полиакриламид (РПАА) - 0,3 - 0,5
Бихромат щелочного металла - 0,05 - 0,30
Конденсированная сульфит-спиртовая барда - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное
(патент РФ N 2057781, кл. C 09 K 7/00, E 21 B 43/26, 1996).
Радиализованный γ- излучением полиакриламид (РПАА) - 0,3 - 0,5
Бихромат щелочного металла - 0,05 - 0,30
Конденсированная сульфит-спиртовая барда - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное
(патент РФ N 2057781, кл. C 09 K 7/00, E 21 B 43/26, 1996).
Недостатком указанного состава является пониженная пескоудерживающая способность, что обусловлено недостаточно прочной образующей структурой. РПАА имеет сетчатую структуру и при смешивании с водой впитывает ее в течение 1-2 ч (эффект "губки"), причем вода находится в свободном состоянии без образования каких-либо химический связей. С течением времени, порядка более 2 ч, происходит синерезис состава, т.е. самопроизвольное уменьшение объема геля с одновременным выделением из него дисперсионной среды, содержащейся в петлях геля. Поэтому большая часть песка выпадает в осадок, а остальная, очень малая, удерживается за счет содержания в системе соли хрома и КССБ, участвующих в образовании поперечных связей ("сшивки") тех функциональных групп РПАА, которые еще остались не тронутыми после γ- облучения. Поэтому вязкоупругий состав не способен удерживать песок во взвешенном состоянии более 2 ч. Кроме того, известный состав обладает высокой адгезией к породе и плохо удаляется из пласта, значительно снижая проницаемость последнего. Последующее восстановление проницаемости пласта проводят путем кислотной обработки, вызывающей деструкцию состава. В целом введение дополнительных операций - γ- облучение ПАА, кислотная обработка - усложняет технологию, так как требуются дополнительное оборудование и реагенты, а также загрязняет окружающую среду.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается пескоудерживающая способность, т.е. стабилизируется во времени способность полученной системы удерживать песок более крупной фракции за счет улучшения структурно-механических свойств образующейся пены. Технический результат достигается с помощью состава, включающего водорастворимый полимер, ПАВ, загуститель и воду, который дополнительно содержит отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел, а в качестве водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозу, в качестве ПАВ - неионогенное ПАВ, в качестве загустителя - глину, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 3 - 4
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 30
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 0,8 - 1,2
Неионогенное ПАВ - 2,0 - 2,5
Вода - Остальное
Используют отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел по ГОСТу 21046 - 86. Они относятся к группе ММО и имеют следующий состав: отработанные моторные (для авиационных поршневых, карбюраторных и дизельных двигателей), компрессорные, вакуумные и индустриальные масла, а также следующие физико-химические показатели:
Условная вязкость при 20oC, с - Свыше 40
Кинетическая вязкость при 50oC, мм2/с - Свыше 35
Температура вспышки, определяемая в открытом тигле,oC - Не ниже 100
Массовая доля механических примесей, % - Не более 1
Массовая доля воды, % - Не более 2
Массовая доля фракций, выкипающих до 340oC - Не более 10
Температура застывания фракций, выкипающих до 340oC,% - Не выше 10
Плотность при 20oC кг/м3 - Не более 905
Содержание загрязнений - Отсутствие
КМЦ используют по ТУ 6-55-39-90, 6-55-40-90.
Глина - 3 - 4
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 30
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 0,8 - 1,2
Неионогенное ПАВ - 2,0 - 2,5
Вода - Остальное
Используют отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел по ГОСТу 21046 - 86. Они относятся к группе ММО и имеют следующий состав: отработанные моторные (для авиационных поршневых, карбюраторных и дизельных двигателей), компрессорные, вакуумные и индустриальные масла, а также следующие физико-химические показатели:
Условная вязкость при 20oC, с - Свыше 40
Кинетическая вязкость при 50oC, мм2/с - Свыше 35
Температура вспышки, определяемая в открытом тигле,oC - Не ниже 100
Массовая доля механических примесей, % - Не более 1
Массовая доля воды, % - Не более 2
Массовая доля фракций, выкипающих до 340oC - Не более 10
Температура застывания фракций, выкипающих до 340oC,% - Не выше 10
Плотность при 20oC кг/м3 - Не более 905
Содержание загрязнений - Отсутствие
КМЦ используют по ТУ 6-55-39-90, 6-55-40-90.
В качестве неионогенного ПАВ используют неонол по ТУ 38.507-63-300-93, синтанол ДС - 10 по ТУ 6-14-577-77 и ОП по ГОСТу 8433-81.
Действие указанных ПАВ в составе практически равноценное.
Глину (глинопорошки) используют по ТУ-39-043-74, РД-39-2829-82. При смешивании воды, отработанного нефтяного масла, глины, КМЦ, неионогенного поверхностно-активного вещества образуется эмульсия типа "масло в воде".
При пропускании воздуха через такую систему происходит вспенивание. Ориентация молекул происходит следующим образом: на пленке жидкости, которая окружает пузырек воздуха, адсорбируется молекула неионогенного ПАВ, гидрофильная часть которой представлена окисью этилена и обращена в сторону воды. Растворимость ее определяется кислородсодержащей группой, которая образует с молекулами воды водородные связи (фиг. 1). Гидрофобная часть молекул неионогенного ПАВ, представляющая собой остаток амина или фенола, или алкилфенола, или др. углеводородных радикалов, обращена в воздушную часть пузырька.
Стабилизатор и слабое ПАВ - КМЦ дополнительно регулирует свойства пены. Молекулы КМЦ своими неполярными концами внедряются между неполярными молекулами масла и неионогенного ПАВ и обращены в воздушную часть пузырька. Полярные части молекулы КМЦ обращены к воде, и взаимодействие с молекулами воды происходит за счет водородных связей (фиг. 2).
Трудно объяснить процессы взаимодействия в неполярных частях молекул неионогенного ПАВ, КМЦ и масла. До настоящего времени еще точно не установлена связь между природой растворителя и его способностью растворять высокомолекулярные вещества. Обычно ограничиваются эмпирическим правилом - подобное растворяется в подобном. Иными словами, неполярные соединения растворяются в неполярных растворителях, а полярные - в полярных. Поэтому, говоря о взаимодействии неполярных частей молекул масла, КМЦ и ПАВ, стоит только предположить, что в молекулах одних углеводородных радикалов имеются валентные вакансии (незавершенные орбитали), а у других наоборот - донорные валентные электроны. Поэтому сцепление молекул различных углеводородов (заявляемый компонент - нефтяное масло представляет собой смесь высокомолекулырных углеводородов различных классов) с образованием поперечных химических связей, так называемых мостиков, обеспечивает системе пространственную структуру в виде сеток, нитей и т.п. Это способствует созданию высоковязких адсорбционных слоев, обладающих гелеобразным строением. Образующиеся абсорбционные слои на границе газ - жидкость создают условия, при которых со стороны дисперсионной среды возникают двойные электрические или сольватные слои. Можно предположить, неполярные части молекул (масла, КМЦ), участвующие в образовании пленки, "надстраивая" неполярные ветви молекул пенообразователя, выдвигают в глубь воды ее полярные группы, активно гидратируемые и увеличивающие гидратные слои.
Частички глины, выполняющие роль загустителя, прилипают в межфазной поверхности, причем большая часть их находится в той поверхностной части жидкости, которая их лучше смачивает, т.е. воде.
В результате этого прочность гидратного слоя повышается в несколько раз, и пленки приобретают дополнительные структурно-механические свойства.
В конечном итоге образовавшиеся слои на межфазной пленке, с одной стороны, замедляют стекание жидкости в пленке, с другой, придают пленке пены высокую структурную вязкость и механическую прочность. Эти показатели и обеспечивают высокую пескоудерживающую способность состава.
Составы жидкостей-песконосителей для гидравлического разрыва пласта на основе физико-химической смеси КМЦ, глины, неионогенного ПАВ и отработанных нефтепродуктов, содержащих нефтяные масла, обладающие заявленным техническим результатом, не выявлены по имеющимся источникам известности. Известно использование неионогенных ПАВ в составе жидкостей для гидравлического разрыва пласт (авт. св. N 403844, кл. E 21 B 43/27, 1973; авт.св. N 420761, кл. E 21 B 43/27, 1974), а также карбоксиалкилкрахмала (авт.св. N 683640, кл. E 21 B 43/26, 1979). Предлагаемое изобретение имеет изобретательский уровень.
Более подробно сущность заявляемого состава для гидравлического разрыва пласта описывается следующими примерами.
Пример 1. В 371 мл (37,1 мас.%) воды затворяют 30 г (3 мас.%) глины, в следующих 371 мл (37,1 мас.%) воды - 8 г (0,8 мас.%) КМЦ. Приготовленные растворы оставляют на сутки для разбухания, после чего растворы смешивают и в образовавшуюся смесь приливают 20 мл (2,0 мас.%) неионогенного ПАВ марки ОП-10 и 221 мл или 200 г или 20 мас.% ( ρ = 0,905 г/см3) отработанных нефтепродуктов на основе нефтяных масел. Вспенивают состав после перемешивания.
Пескоудерживающая способность состава (ПУС) через 1 ч составляет 0,083 г/см3, через 5 ч 0,095 г/см3, кратность пены 2,7, пластическая вязкость 0,09 ПА•с, динамическое напряжение сдвига 3,00 Па•с, фильтратоотдача 4,5 см3/ 30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 98,5%.
Пример 2. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 4/40
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см3 берут 331 мл жидкости) - 30/300
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,2/12
Неионогенное ПАВ марки неонол 1013 - 2,5/25
Вода - 62,3/623
ПУС через 1 ч составляет 0,015 г/см3, через 5 ч 0,024 г/см3, кратность пены 2,1, пластическая вязкость 0,13 Па•с, динамическое напряжение сдвига 5,0 Па•с, фильтратоотдача 3,0 см3/30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 99,0%.
Глина - 4/40
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см3 берут 331 мл жидкости) - 30/300
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,2/12
Неионогенное ПАВ марки неонол 1013 - 2,5/25
Вода - 62,3/623
ПУС через 1 ч составляет 0,015 г/см3, через 5 ч 0,024 г/см3, кратность пены 2,1, пластическая вязкость 0,13 Па•с, динамическое напряжение сдвига 5,0 Па•с, фильтратоотдача 3,0 см3/30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 99,0%.
Пример 3. Проводят все операции так, как указано в примере N1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 3,5/35
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = = 0,095 г/см3 берут 276 мл жидкости) - 25/250
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,0/10
Неионогенное ПАВ марки синтанол ДС-10 - 2,3/23
Вода - 68,2/682
ПУС через 1 ч составляет 0,060 г/см3, через 5 ч 0,083 г/см3, кратность пены 2,2, пластическая вязкость 0,15 Па•с, динамическое напряжение сдвига 4,2 Па•с, фильтратоотдача 4,2 см3/30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 98,8%.
Глина - 3,5/35
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = = 0,095 г/см3 берут 276 мл жидкости) - 25/250
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,0/10
Неионогенное ПАВ марки синтанол ДС-10 - 2,3/23
Вода - 68,2/682
ПУС через 1 ч составляет 0,060 г/см3, через 5 ч 0,083 г/см3, кратность пены 2,2, пластическая вязкость 0,15 Па•с, динамическое напряжение сдвига 4,2 Па•с, фильтратоотдача 4,2 см3/30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 98,8%.
Пример 4. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 2,9/29
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см3 берут 210 мл жидкости) - 19,0/190
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,7/7
Вода - 77,4/774
ПУС через 1 ч составляет 0,26 г/см3, через 5 ч наблюдают осадок, кратность пены 3,0, пластическая вязкость 0,07 Па•с, динамическое напряжение сдвига 2,80 Па•с, фильтратоотдача 5,2 см3/30 мин, восстановление проницаемости 98,0%.
Глина - 2,9/29
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см3 берут 210 мл жидкости) - 19,0/190
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,7/7
Вода - 77,4/774
ПУС через 1 ч составляет 0,26 г/см3, через 5 ч наблюдают осадок, кратность пены 3,0, пластическая вязкость 0,07 Па•с, динамическое напряжение сдвига 2,80 Па•с, фильтратоотдача 5,2 см3/30 мин, восстановление проницаемости 98,0%.
Пример 5. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 4,1/41
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см3 берут 342,5 жидкости) - 31,0/310
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,3/13
Вода - 63,6/636
ПУС через 1 ч составляет 0,012 г/см3, через 5 ч 0,036 г/см3, кратность пены 2,2, пластическая вязкость 0,15 Па•с, динамическое напряжение сдвига 5,0 Па•с, фильтратоотдача 3,0 см3/30 мин, восстановление проницаемости 99,1%.
Глина - 4,1/41
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см3 берут 342,5 жидкости) - 31,0/310
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,3/13
Вода - 63,6/636
ПУС через 1 ч составляет 0,012 г/см3, через 5 ч 0,036 г/см3, кратность пены 2,2, пластическая вязкость 0,15 Па•с, динамическое напряжение сдвига 5,0 Па•с, фильтратоотдача 3,0 см3/30 мин, восстановление проницаемости 99,1%.
Содержание в составе глины в количестве менее 3 мас.%, отработанных нефтепродуктов на основе нефтяных масел в количестве менее 20 мас.%, карбоксиметилцеллюлозы в количестве менее 0,8 мас.%, неионогенного ПАВ в количестве менее 2,0 мас.% не эффективно, так как заметно снижает динамику пескоудерживающей способности, обусловленную резким снижением устойчивости пены за счет изменения реологических свойств.
Содержание в составе глины в количестве более 4 мас.%, отработанные нефтепродуктов на основе нефтяных масел в количестве более 30 мас.%, карбоксиметилцеллюлозы в количестве более 1,2 мас.%, неионогенного ПАВ в количестве более 2,5 мас.% экономически нецелесообразно, так как не способствует улучшению реологических свойств.
Заявляемый состав имеет ряд преимуществ по отношению к прототипу: динамика пескоудерживающей способности для песка более крупной фракции по сравнению с прототипом возрастает до 5 ч (у прототипа 2 ч), при этом сохраняются удовлетворительные реологические характеристики; состав легко вымывается водой и минимально загрязняет призабойную зону (коэффициент восстановления проницаемости составляет 98,5-99,0%), в то время как для восстановления проницаемости по прототипу требуется кислотная обработка, ухудшающая коллекторские свойства пласта.
Claims (1)
- Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта, включающая водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество (ПАВ), загуститель и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел, а в качестве водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозу, в качестве ПАВ - неионогенное ПАВ, а в качестве загустителя - глину, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 3 - 4
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 30
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8 - 1,2
Неионогенное ПАВ - 2,0 - 2,5
Вода - Остальное9
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97100325A RU2121561C1 (ru) | 1997-01-06 | 1997-01-06 | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97100325A RU2121561C1 (ru) | 1997-01-06 | 1997-01-06 | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2121561C1 true RU2121561C1 (ru) | 1998-11-10 |
| RU97100325A RU97100325A (ru) | 1999-01-20 |
Family
ID=20188937
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97100325A RU2121561C1 (ru) | 1997-01-06 | 1997-01-06 | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2121561C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483094C2 (ru) * | 2011-06-16 | 2013-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
| RU2506299C2 (ru) * | 2007-10-31 | 2014-02-10 | Родиа Инк. | Добавление неионогенных поверхностно-активных веществ к водорастворимым блок-сополимерам для повышения стабильности сополимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества |
| RU2593154C1 (ru) * | 2015-07-14 | 2016-07-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации |
-
1997
- 1997-01-06 RU RU97100325A patent/RU2121561C1/ru active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2506299C2 (ru) * | 2007-10-31 | 2014-02-10 | Родиа Инк. | Добавление неионогенных поверхностно-активных веществ к водорастворимым блок-сополимерам для повышения стабильности сополимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества |
| RU2483094C2 (ru) * | 2011-06-16 | 2013-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
| RU2593154C1 (ru) * | 2015-07-14 | 2016-07-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Liao et al. | A high-performance and robust membrane with switchable super-wettability for oil/water separation under ultralow pressure | |
| Karlstroem et al. | Phase diagrams of nonionic polymer-water systems: experimental and theoretical studies of the effects of surfactants and other cosolutes | |
| DK1711578T3 (en) | FOAMED CARBON DIOXIDE FLUIDS | |
| CN102224186B (zh) | 用于油采收的组合物及其使用方法 | |
| CN111454707B (zh) | 一种2d纳米片驱油剂的制备方法及其应用 | |
| GB2116227A (en) | Stable alcohol foams for subterranean uses | |
| CN109233788B (zh) | 一种非常规气藏压裂用纳米乳液助排剂及其制备方法 | |
| WO2000073620A1 (en) | Removal of wellbore residues | |
| BRPI0802390B1 (pt) | composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado | |
| CN113122217B (zh) | 一种用于驱油的碳基两亲纳米流及制备方法 | |
| EP3548583A1 (en) | Microemulsions and uses thereof to displace oil in heterogeneous porous media | |
| CN109609109B (zh) | 一种调剖体系及其制备方法 | |
| WO2017123721A1 (en) | Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery | |
| Zhang et al. | Micro/nano hierarchical poly (acrylic acid)-grafted-poly (vinylidene fluoride) layer coated foam membrane for temperature-controlled separation of heavy oil/water | |
| RU2121561C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| EP0861120B8 (en) | Oil-free, water-soluble, hydroxyethyl cellulose, liquid, polymer dispersion | |
| Xuan et al. | Recent advances in the applications of graphene materials for the oil and gas industry | |
| Li et al. | Facile fabrication of an underwater superoleophobic mesh for effective separation of oil/simulated seawater mixtures | |
| CA2329600A1 (en) | Fracturing fluid | |
| CN114381282A (zh) | 表面活性剂及其制备方法、微乳液封堵剂及其制备方法和水基钻井液 | |
| CN113731375A (zh) | 一种3d微纳松针状超疏水材料的制备及其应用 | |
| Abdurrahman et al. | Performance Evaluation Of Tetrabutylammonium Bromide-Based Deep Eutectic Solvents in Enhanced Oil Recovery of Nigerian Heavy Oil | |
| US20230051978A1 (en) | Microemulsion composition to increase injectivity of water produced in reservoirs | |
| CN107158753B (zh) | 坚固，耐用，可量产的氟接枝石墨烯基超疏水涂层在恶劣环境下有效的油/水分离 | |
| Shah | Improving CO2 Enhanced Oil Recovery in Unconventional Formations via the Dissolution of Wettability Altering CO2-Soluble Nonionic Surfactants |