RU2698784C2 - Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель - Google Patents
Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698784C2 RU2698784C2 RU2018132818A RU2018132818A RU2698784C2 RU 2698784 C2 RU2698784 C2 RU 2698784C2 RU 2018132818 A RU2018132818 A RU 2018132818A RU 2018132818 A RU2018132818 A RU 2018132818A RU 2698784 C2 RU2698784 C2 RU 2698784C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- formula
- compound
- propyl
- paragraphs
- Prior art date
Links
- 230000008719 thickening Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 37
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 20
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 title description 10
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 64
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 41
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 31
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims abstract description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 14
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 11
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 claims abstract description 11
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims abstract description 10
- AOHAPDDBNAPPIN-UHFFFAOYSA-N 3-Methoxy-4,5-methylenedioxybenzoic acid Chemical compound COC1=CC(C(O)=O)=CC2=C1OCO2 AOHAPDDBNAPPIN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 10
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 10
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims abstract description 10
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims abstract description 10
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims abstract description 10
- 229920002554 vinyl polymer Chemical group 0.000 claims abstract description 10
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 claims abstract description 5
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 125000005313 fatty acid group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 125000001475 halogen functional group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 claims abstract description 5
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M perchlorate Inorganic materials [O-]Cl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 27
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 13
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 12
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 9
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- OQJLWGQMBUNNSB-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylprop-2-en-1-amine hydrobromide Chemical compound [Br-].C[NH+](C)CC=C OQJLWGQMBUNNSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L copper(II) chloride Chemical compound Cl[Cu]Cl ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethyl mercaptane Natural products CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000000449 nitro group Chemical group [O-][N+](*)=O 0.000 claims description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 4
- DGVVWUTYPXICAM-UHFFFAOYSA-N β‐Mercaptoethanol Chemical compound OCCS DGVVWUTYPXICAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 abstract 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 abstract 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 abstract 1
- 150000002888 oleic acid derivatives Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 15
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- -1 hydrocarbon radical Chemical class 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 5
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent 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
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- TYEYBOSBBBHJIV-UHFFFAOYSA-N 2-oxobutanoic acid Chemical compound CCC(=O)C(O)=O TYEYBOSBBBHJIV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- MLIREBYILWEBDM-UHFFFAOYSA-N cyanoacetic acid Chemical compound OC(=O)CC#N MLIREBYILWEBDM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JXTHNDFMNIQAHM-UHFFFAOYSA-N dichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)Cl JXTHNDFMNIQAHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- RVBUZBPJAGZHSQ-UHFFFAOYSA-N 2-chlorobutanoic acid Chemical compound CCC(Cl)C(O)=O RVBUZBPJAGZHSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWAYYRQGQZKCR-UHFFFAOYSA-N 2-chloropropionic acid Chemical compound CC(Cl)C(O)=O GAWAYYRQGQZKCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLRMQYXOBQWXCR-UHFFFAOYSA-N 2154-56-5 Chemical compound [CH2]C1=CC=CC=C1 SLRMQYXOBQWXCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 3-azaniumyl-2-hydroxypropanoate Chemical compound NCC(O)C(O)=O BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YXBVMSQDRLXPQV-UHFFFAOYSA-N 4-cyanobutanoic acid Chemical compound OC(=O)CCCC#N YXBVMSQDRLXPQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 125000004183 alkoxy alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000278 alkyl amino alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003282 alkyl amino group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004948 alkyl aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 description 1
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- KRVSOGSZCMJSLX-UHFFFAOYSA-L chromic acid Substances O[Cr](O)(=O)=O KRVSOGSZCMJSLX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229960005215 dichloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N ethyl formate Chemical compound CCOC=O WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000013401 experimental design Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- AWJWCTOOIBYHON-UHFFFAOYSA-N furo[3,4-b]pyrazine-5,7-dione Chemical compound C1=CN=C2C(=O)OC(=O)C2=N1 AWJWCTOOIBYHON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940071870 hydroiodic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004898 kneading Methods 0.000 description 1
- 229940098779 methanesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical group O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-N triflic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C(F)(F)F ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/62—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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
-
- 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
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к загущению растворов кислот и применению загушенных растворов кислот для гидравлического разрыва пласта. Технический результат – повышение эффективности переноса пропанта, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта, использование для обработки одной рабочей жидкости – кислотного геля, в случае необходимости содержащей пропант. Для загущения водного раствора кислоты применяют комбинацию а) полиэтоксилированного таллового амина формулы
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты; б) соединения, выбранного из группы, состоящей из: четвертичной аммониевой соли формулы
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три-ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат; или цвиттерионного соединения формулы
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4, и R5 такие, как определено выше; в) необязательно преобразователя железа. 5 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл., 7 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системе для загущения растворов кислот на основе ПАВ, способу загущения кислот и применению загущенного раствора кислоты в технологии осуществления гидравлического разрыва пласта.
Уровень техники
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают пропант – гранулообразный расклинивающий материал, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Тем самым обеспечивается связь дальних зон пласта со стволом скважины.
Реологические характеристики стандартных загущенных кислотных систем не позволяют удерживать трещину ГРП и переносить пропант. Для решения задачи кислотного ГРП (КГРП) с пропантом реализуется технология чередования пачек водного гуарового геля с добавлением пропанта в водные пачки, буферных стадий с последующей закачкой кислотных пачек. В этой технологии гуаровый гель с пропантом раскрывает и удерживает трещину, а следующая за ней пачка кислоты протравливает созданную трещину. Основная задача, которая преследуется в «классической» технологии кислотного ГРП, - это создание связей с дальней зоной пласта путем закачки кислоты в качестве основной рабочей жидкости. Стадийные закачки пропанта используют для раскрытия и удержания трещины, позволяя кислоте проходить дальше и обрабатывать пласт.
Также при кислотной обработке часто требуется повышать вязкость кислотного раствора. Это необходимо для того, чтобы понизить кинетику кислотной обработки, сократить потери кислоты при обработке, обеспечить эффективность переноса пропанта, а также для контроля размеров трещин и т.п.
Данная технология имеет ряд недостатков, главными из которых являются следующие:
1. Водный гель содержит в своем составе полимерный загеливатель, например, полисахарид гуар, который даже при разрушении поперечных и линейных связей брейкером или кислотой, образует нерастворимый осадок, который не полностью удаляется и загрязняет трещину/пласт, ухудшая проницаемость в зонах обработки.
2. Поскольку водный гель при контакте с кислотой разрушается, увеличивается вероятность преждевременного прекращения закачки, вызванное закупоркой (СТОП), уменьшается глубина проникновения кислоты.
3. Необходимость применения большого количества разнообразных жидкостей, большого количества техники и емкостного парка для замешивания пачек и реализации данной технологии.
Для устранения указанных выше недостатков были разработаны системы и композиции загустителей кислоты на основе ПАВ, не содержащие полимерные соединения.
Так, в патенте США US8895481 B2 описан способ обработки подземного пласта путем введения вязкоэластичной кислотной текучей среды, содержащей:
(i) 0,5-5,5 % масс. цвиттерионного ПАВ формулы
,
(i) 0,5-5,5 % масс. цвиттерионного ПАВ формулы
в частности следующей бетаиновой структуры
,
где n равно 3, р равно 1, и R представляет собой C17 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-30 или R представляет собой C21 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-40;
(ii) более 15 % масс. кислоты, такой как соляная кислота, и
(iii) усилитель реологических свойств.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.
(ii) более 15 % масс. кислоты, такой как соляная кислота, и
(iii) усилитель реологических свойств.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.
Изобретение, описанное в патенте США US 7527102 B2, относится к способу направленного введения кислоты в подземный пласт путем закачивания загеленной вязкоэластичной текучей среды, содержащей:
(i) ПАВ, в частности на основе четвертичных солей аммония или бетаинов формулы
,
(i) ПАВ, в частности на основе четвертичных солей аммония или бетаинов формулы
где R в частности представляет собой С8-24 алкиламидогруппу, и
R` независимо представляет собой С1-6 алкил; и
(ii) кислоту, такую как соляная кислота.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант и растворитель, такой как спирты. При этом следует отметить, что в указанном источнике в качестве обязательного компонента композиции указан брейкер.
R` независимо представляет собой С1-6 алкил; и
(ii) кислоту, такую как соляная кислота.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант и растворитель, такой как спирты. При этом следует отметить, что в указанном источнике в качестве обязательного компонента композиции указан брейкер.
В публикации WO 2003054352 A1 описан способ обработки подземного углеводородного
пласта путем введения загеленной кислотной текучей среды, содержащей ПАВ на основе
бетаинового соединения формулы
пласта путем введения загеленной кислотной текучей среды, содержащей ПАВ на основе
бетаинового соединения формулы
и кислоту, такую как соляная кислота. Указано, что текучая среда может дополнительно включать растворитель, такой как метанол.
В патенте США US6844297 B2 описан способ гидроразрыва пласта с использованием
вязкоэластичной композиции текучей среды, включающей:
(i) ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
,
вязкоэластичной композиции текучей среды, включающей:
(i) ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
где, в частности R1 и R2 представляют собой метил, этил, пропил и
изопропил, и R3 представляет собой группу С12-22;
(ii) кислоту, в том числе соляную, и
(iii) низкомолекулярный растворитель.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.
изопропил, и R3 представляет собой группу С12-22;
(ii) кислоту, в том числе соляную, и
(iii) низкомолекулярный растворитель.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.
В патенте US 7776798 B2 (а также других патентах того же заявителя US 7358215 B1 и EP
2000959792) описаны композиции ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
,
2000959792) описаны композиции ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
в частности соединений формулы
,
где согласно конкретному примеру реализации изобретения y равен 1, R представляет собой эруцил, R2, R3 и R4 представляют собой метил; для применения в качестве загустителя нефтепромысловых текучих сред. Указано, что такие композиции загущены в достаточной степени для того, чтобы поддерживать пропант во взвешенном состоянии. Также указанные композиции могут необязательно содержать спирты и неорганические кислоты.
В международной патентной заявке WO 2014137477 А1 описан способ обработки зоны подземного пласта, пронизываемого стволом скважины, который включает в себя этапы:
(А) приготовление текучей среды для обработки, содержащей:
(i) воду;
(ii) сильную кислоту; а также
(iii) разветвленное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее гидрофобную часть с общим количеством от 16 до 20 атомов углерода;
где рН обрабатывающей жидкости составляет менее 0,5; а также где вязкость обрабатывающей жидкости составляет менее 5 сП при 40 с-1;
(Б) введение обрабатывающей жидкости через ствол скважины в зону; а также
(В) предоставление времени сильной кислоте в обрабатывающей жидкости для взаимодействия в пласте.
(А) приготовление текучей среды для обработки, содержащей:
(i) воду;
(ii) сильную кислоту; а также
(iii) разветвленное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее гидрофобную часть с общим количеством от 16 до 20 атомов углерода;
где рН обрабатывающей жидкости составляет менее 0,5; а также где вязкость обрабатывающей жидкости составляет менее 5 сП при 40 с-1;
(Б) введение обрабатывающей жидкости через ствол скважины в зону; а также
(В) предоставление времени сильной кислоте в обрабатывающей жидкости для взаимодействия в пласте.
В качестве сильной кислоты используют соляную кислоту. Предпочтительным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является соединение формулы
В патентной заявке США US 2013306320 А1 описана композиция для обработки карбонатных резервуаров, содержащая:
около 7,5 об.% цвиттерионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
около 15,0 об.% соляной кислоты; а также
около 0,6 об.% ингибитора коррозии, остальное - рассол.
При этом предпочтительным цвиттерионным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является эрукриламидопропилбетаин.
около 7,5 об.% цвиттерионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
около 15,0 об.% соляной кислоты; а также
около 0,6 об.% ингибитора коррозии, остальное - рассол.
При этом предпочтительным цвиттерионным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является эрукриламидопропилбетаин.
В патенте РФ №2452851, выданном на основании заявки WO2007/058813, раскрыт способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий
a) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:
i) воду и
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы: одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу:
a) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:
i) воду и
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы: одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу:
где R1 представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R1 включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, насыщенным или ненасыщенным;
где R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттерионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций;
b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.
Также упоминается использование органической кислоты для повышения вязкости указанной жидкости.
где R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттерионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций;
b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.
Также упоминается использование органической кислоты для повышения вязкости указанной жидкости.
В Евразийском патенте
ЕА №2452851
, выданном на основании заявки WO2003/054352, описан способ обработки подземного резервуара углеводородов, включающий контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, спирт и ПАВ, действующее как агент гелеобразования, состоящее в основном из эруциламидопропилбетаина или его протонированного/депротонированного гомолога или соли.
Вероятно, наиболее близким аналогом настоящего изобретения является техническое решение, раскрытое в патенте США US5009799. Указанный документ относится к композиции загустителя неорганической кислоты на основе двух ПАВ, которая используется для кислотной обработки углеводородсодержащих пластов, а также в качестве ингибитора коррозии. В частности, предложен загуститель для водного раствора соляной кислоты, состоящий из смеси:
(i) этоксилированного жирного амина общей формулы I:
,
в том числе таллового амина, и
(ii) бетаиновой соли этоксилированного жирного амина общей формулы II:, а также
(iii) четвертичной аммониевой соли алкилпиридина и
(iv) различных низших спиртов С1-10 в качестве растворителя.
(i) этоксилированного жирного амина общей формулы I:
в том числе таллового амина, и
(ii) бетаиновой соли этоксилированного жирного амина общей формулы II:, а также
(iii) четвертичной аммониевой соли алкилпиридина и
(iv) различных низших спиртов С1-10 в качестве растворителя.
Однако известные системы, предлагаемые для осуществления КГРП не обладают вязкостью, достаточной для переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, необходимого для осуществления полноценного и эффективного КГРП. В частности, известные загустители позволяют достичь лишь вязкости 60-80 cP(сПз).
Таким образом, существует насущная необходимость в создании композиций для КГРП с повышенной вязкостью для повышения эффективности переноса пропанта и повышения эффективности извлечения углеводородов из пласта.
Раскрытие сущности изобретения.
Задачей настоящего изобретения является разработка химической системы загущения водного раствора кислоты с получением жидкости или геля с повышенной вязкостью, необходимой для осуществления технологии КГРП. Также задачей настоящего изобретения является разработка простого и эффективного способа добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП).
Указанные задачи решены за счет разработки химической системы, включающей комбинацию химических веществ, позволяющей осуществить загущение водного раствора кислоты до значений вязкости до 1320 cP или выше. Указанная комбинация содержит два поверхностно-активных вещества (ПАВ), охарактеризованных ниже, и, необязательно, преобразователь железа.
Первым аспектом настоящего изобретения является применение комбинации
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы I
где m и n = 2; и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты;
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил, и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-, и R, R2, R3, R4, и R5 такие, как определено выше; и
в) необязательно, преобразователь железа,для загущения водного раствора кислоты.
R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25, в частности, С9, С10, С11, С12, С13, С14, С15, С16, С17, С18, С19, С20, С21, С22, С23, С24, С25, и может содержать заместители, которые не приводят к существенному изменению свойств соединения.
Указанной кислотой может быть любая кислота. Например, кислота может представлять собой сильную кислоту, выбранную из группы, состоящей из соляной кислоты, бромистоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, хромовой кислоты, метансульфоновой кислоты, трифторметансульфоновой кислоты, трихлоруксусной кислоты, дихлоруксусной кислоты, бромуксусной кислоты, хлоруксусной кислоты, циануксусной кислоты, 2-хлорпропановой кислоты, 2-оксобутановой кислоты, 2-хлорбутановой кислоты, 4-цианобутановой кислоты, перхлорной кислоты и фосфорной кислоты, и т.п. В предпочтительном варианте кислота представляет собой неорганическую кислоту. В предпочтительном варианте загущают раствор соляной кислоты, традиционно применяемой в технологии КГРП. Содержание кислоты в растворе после загущения находится в диапазоне от 10 до 20 %, предпочтительно от 12 до 16 %, и предпочтительно составляет 15%.
Первым ПАВ в составе комбинации или композиции согласно настоящему изобретению является полиэтоксилированный талловый амин формулы I, предпочтительно талловый амин, этоксилированный со степенью этоксилирования 2 (CAS#61791-26-2).
Вторым ПАВ в составе композиции согласно настоящему изобретению является соединение четвертичной аммониевой соли формулы IIa, такое как [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид или цвиттерионное соединение формулы IIб, предпочтительно эруциламидопропилбетаин (синоним - 2-[3-[докоз-13-еноил]аминопропил-диметиламмоний]ацетат).
Преобразователь железа представляет собой соединение или композицию соединений, способные устранять влияние Fe (III), например, за счет восстановления Fe (III) до Fe (II) с переводом железа в более растворимую двухвалентную форму и образовывать устойчивые хелатные комплексы с Fe(III), предотвращая выпадение в пласте аморфного осадка гидроксида железа Fe(OH)3, который помимо негативного влияния на проницаемость пласта является промежуточным продуктом при ржавлении железа. Использование преобразователя железа желательно, например, при применении металлического оборудования, а также ввиду того, что соли железа (III) снижают вязкость загеленных водных растворов кислот.
Примерами преобразователей железа являются аскорбиновая кислота, лимонная кислота, смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола, преобразователь железа AS-IR, но не ограничиваются ими.
При реализации настоящего изобретения могут применяться различные соотношения компонентов химической системы а) - полиэтоксилированного таллового амина формулы I и б) – соединения формулы IIа или IIb. Специалист сможет подобрать оптимальное соотношение путем рутинных экспериментов. В частности, соотношение ПАВ может составлять примерно 1:100, 1:50, 1:20, 1:10, 1:5, 1:3, 1:2: 1:1, 2:1, 3:1, 5:1, 10:1, 20:1, 50:1, 100:1.
Содержание каждого из ПАВ, или их комбинации, в конечной композиции может составлять примерно примерно 20%, примерно 10%, примерно 5%, примерно 2,5%, примерно 2%, примерно 1%, примерно 0,5% или меньше, включая все промежуточные диапазоны и значения.
Вторым аспектом настоящего изобретения является способ загущения водного раствора кислоты, включающий добавление в указанный водный раствор кислоты комбинации двух ПАВ, охарактеризованных выше,и, необязательно, преобразователь железа. Поверхностно-активные вещества согласно настоящему изобретению и преобразователь железа можно добавлять в загущаемый раствор кислоты как одновременно, например, в виде одной композиции, так и в любых комбинациях или по отдельности.
Третьим аспектом настоящего изобретения является набор компонентов химической системы для применения в загущении водного раствора кислоты или для осуществления описанного способа загущения водного раствора неорганической кислоты. Указанный набор содержит два ПАВ, охарактеризованных выше, и, необязательно, преобразователь железа.
Четвертым аспектом настоящего изобретения является композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор неорганической кислоты, указанный выше набор компонентов химической системы, и, необязательно, пропант.
В качестве кислоты может использоваться любая неорганическая кислота. Предпочтительным является применение соляной кислоты.
Содержание соляной кислоты в указанном водном растворе и получаемом геле может находиться в диапазоне от 10% до 20%, необязательно 12 до 16 %. В одном из вариантов реализации применяют 15 % водный раствор соляной кислоты.
Предпочтительное содержание компонентов в предлагаемой композиции, содержащей водный раствор кислоты, следующее:
| - полиэтоксилированный талловый амин формулы I | 2,5 - 5,0 масс.%; |
| - соединение формулы IIa или формулы IIб | 1,5 - 5,0 масс.%, |
| - преобразователь железа | 0,2 - 1,0 масс.%. |
В одном из вариантов реализации композиция содержит пропант.
Пропант (или проппант, от англ. propping agent - «расклинивающий агент») представляет собой гранулообразный материал, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии ГРП. Служит для закрепления (предупреждения смыкания под действием горного давления) трещин, создаваемых в ходе ГРП. Представляет собой гранулы сходного размера, с типичным диаметром от 0,5 до 1,2 мм. Согласно настоящему изобретению может применяться любой пропант, обычно применяемый в технологии КГРП.
Пропант добавляют в количествах, обычно используемых при осуществлении КГРП. В некоторых вариантах осуществления пропант добавляют из расчета 800 кг/м3 геля. Пятым аспектом настоящего изобретения является способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП), включающий:
- введение описанной выше композиции загущенного раствора кислоты в месторождение, предпочтительно содержащее карбонатные породы, и
- извлечение нефти из указанного месторождения.
Извлечение нефти из месторождения может быть осуществлено с использованием стандартных средств и методов, применяющихся в данной области, например, описанных в в следующих источниках: Булатов А.И. и др. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов - М: ООО «Недра – Бизнесцентр» 2003 - 1007 с.; Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта - М.: Недра, 1986. — 165 с.
Техническим результатом предложенной технологии является повышение вязкости, в частности, придание вязко-упругих свойств кислотному раствору, что, помимо прочего, дает возможность эффективного переноса пропанта, а также обеспечивает эффективный процесс КГРП. Следует отметить, что авторам настоящего изобретения удалось создать композицию загустителя для водного раствора неорганической кислоты, обладающую неожиданно высокой степенью вязкости, до 1332 cP в проведенных экспериментах, достаточной для удержания и переноса пропанта в течение длительного времени (до 6 часов или более), необходимого для осуществления полноценного и высокоэффективного КГРП.
При этом посредством одного полученного кислотного геля возможно одновременно создавать трещину ГРП, переносить пропант, закреплять трещину пропантом, обрабатывать карбонатный пласт кислотой и создавать высокопроницаемые каналы в критической зоне трещины, тем самым позволяя более эффективно и пролонгировано работать трещине ГРП.
Иными словами, настоящее изобретение обеспечивает новую технологию КГРП, использующую по существу только одну рабочую жидкость - кислотный гель, в случае необходимости содержащий пропант.
Стадийность обработки скважины с применением пропанта и кислоты, без применения настоящего изобретения выглядит следующим образом:
- Подготовительные пачки
- Водный гель – формирование трещины ГРП
- Водный гель с проппантом – расширение трещины ГРП, закрепление пропантом
- Буферная стадия
- 15% соляная кислота – протравливаниетрещины
- Буферная стадия
- Водный гель с проппантом – закрепление трещины
- Буферная стадия
- 15% соляная кислота
- Буферная стадия
- Водный гель с пропантом
- Буферная стадия
- 15% соляная кислота
- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.
На разных стадиях используется большое количество жидкостей, осуществление каждой из них требует отдельной емкости и дополнительного оборудования.
Применение настоящего изобретения позволяет значительно упростить схему проведения КГРП, минимизировав задействуемые жидкости, емкости и оборудование:
- Подготовительные пачки
- Кислотный гель - формирование трещины ГРП и обработка кислотой, удержание трещины
- Кислотный гель с пропантом – закрепление трещины, обработка кислотой, удержание трещины
- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.
Вкратце, к преимуществам способа добычи нефти согласно настоящему изобретению можно отнести следующие:
1. Простота применения, поскольку нет необходимости в применении большого количества реагентов, используемых в ходе традиционной технологии ГРП (сшиватели, брейкеры, биоциды, стабилизаторы, деэмульгатор, и т.д.)
2. Требуется значительно меньшее количество техники и емкостного парка для приготовления композиции по сравнению с традиционной технологией ГРП.
3. Возможность создания более длинной трещины за счет использования только одной жидкости для всей обработки. Это достигается за счет образования мицелл, которые придают кислоте гелеобразную структуру. Образовавшийся гель закупоривает протравленные каналы и увеличивает время взаимодействия их с кислотой.
4. Исключается стадия использования пачки с водным полимерным гелем на основе гуара, при этом указанная кислотная система разрушается полностью. Образовавшиеся продукты реакции легко удаляются из призабойной зоны при освоении.
5. Использование только одной жидкости, которая обладает необходимыми характеристиками для проведения КГРП с пропантом.
6. Двойная система разрушения геля (снижение концентрации кислоты, смешение с углеводородами).
7. Низкие потери на трение.
8. Значительно уменьшается стоимость работ из-за уменьшения количества реагентов и стадий обработки.
В предложенной технологии применяется по существу только одна жидкость. По сравнению с классическими и комбинированными (чередование гуаровый гель с пропантом-кислота) схемами ГРП могут быть достигнуты следующие преимущества:
отсутствие полимерной составляющей, максимальная проводимость трещины и проницаемость стенок трещины,
ограничение распространения трещины по вертикали (увеличение “площадной” концентрации пропанта в продуктивной зоне),
минимизация закачиваемой жидкости,
высокая песконесущая способность жидкости, минимальное оседание пропанта и как следствие равномерное размещение пропанта в трещине.
Ниже настоящее изобретение будет разъяснено более подробно со ссылкой на чертежи и примеры, приведенные исключительно в иллюстративных целях, не ограничивающих объем настоящего изобретения.
Краткое описание чертежей.
На Фиг. 1 приведен график зависимости вязкости кислоты от содержания таллового амина и эруциламидопропилбетаина.
На Фиг. 2 представлен процесс оседания пропанта 16/20 из расчета 800 кг/м3 в композиции оптимального состава, содержащей 3,5% таллового амина и 2,5% цвиттерионного соединения эруциламидопропилбетаин.
На Фиг. 3 показаны результаты сравнения способностей удерживать пропант для обычно используемого сшитого гуарового геля и для композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава.
На Фиг. 4 представлено влияние температуры на вязкость композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава.
На Фиг. 5 показаны результаты эксперимента по изучению восстановления вязкости композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава после стресса при температурах 25 °С и 55 °С.
На Фиг. 6 показаны результаты эксперимента по изучению разрушения геля химической системы, полученной при использовании композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава, при взаимодействии с карбонатными породами.
Осуществление изобретения.
Пример 1. Приготовление композиции согласно настоящему изобретению.
Композицию готовили следующим образом. В 15% синтетическую соляную кислоту при перемешивании добавляли талловый амин, этоксилированный со степенью этоксилирования 2. Полученный раствор перемешивали. В результате получали умерено загущенную кислоту с вязкостью, составляющей 35-80 cP, измеренной на вискозиметре FANN 35 R1B1 при 100 RPM
Затем в полученный раствор при интенсивном перемешивании на нижнеприводной мешалке добавляли цвиттерионное соединение, а именно эруциламидопропилбетаин. Вязкость раствора значительно возрастала.
Типичные концентрации компонентов представлены в таблице:
| Загеленный ПАВ на основе 15% HCl | |
| Преобразователь железа | 0,5 % |
| Талловый амин этоксилированный со степенью этоксилирования 2 | 2,5 – 5,0 % |
| Эруциламидопропилбетаин | 1,5 – 5,0 % |
Пример 2. Подбор оптимального состава композиции согласно настоящему изобретению
Определяли зависимость вязкости соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Раствор ПАВ готовили способом, указанным выше.
Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 RPM.
Полученные данные представлены в Таблице 1 и на Фиг. 1 и 7.
Таблица 1. Зависимость вязкости кислоты (cP) от содержания таллового амина и цвиттерионного соединения
Пример 3. Оценка способности композиций согласно настоящему изобретению с различным содержанием компонентов удерживать пропант
Для оценки способности композиций согласно настоящему изобретению с различным содержанием компонентов удерживать пропант в указанные композиции вносили пропант 16/20 из расчета 800 кг/м3 и помещали смеси в мерный цилиндр. Затем наблюдали за оседанием пропанта и фиксировали время полного оседания пропанта.
Полученные данные представлены в Таблице 2.
| Состав композиции | Время полного оседания пропанта, ч |
| 5,0% таллового амина + 3,0% цвиттерионного соединения |
0,5 |
| 4,5% таллового амина + 4,5% цвиттерионного соединения |
3,5 |
| 4,0% таллового амина + 3,0% цвиттерионного соединения |
4,0 |
| 2,5% таллового амина + 4,5% цвиттерионного соединения |
4,0 |
| 3,0% таллового амина + 2,5% цвиттерионного соединения |
4,5 |
| 3,5% таллового амина + 3,0% цвиттерионного соединения |
5,0 |
| 3,5% таллового амина + 2,5% цвиттерионного соединения |
6,0 |
На основании проведенных экспериментов можно сделать вывод о том, что выбранный талловый амин в концентрациях от 2,5 до 5,0% в смеси с выбранным цвиттерионным соединением, а именно эруциламидопропилбетаином, в концентрациях от 1,5 до 5,0% загущают соляную кислоту до состояния возможности удерживания и переноса пропанта. Оптимальную концентрацию амина и цвиттерионного соединения выбирали исходя из требований минимальной концентрации веществ при максимальной удерживающей способности.
Указанным требованиям удовлетворяет композиция, содержащая 5% таллового амина и 2,5% цвиттерионного соединения. Пропант в указанной композиции оптимального состава полностью осел через 6 часов, что достаточно для проведения работ КГРП. На Фиг. 2 показан процесс оседания пропанта в указанной композиции оптимального состава.
Пример 4. Сравнение способностей удерживать пропант для обычно используемого сшитого гуарового геля и композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава
Для исследования способности жидкостей удерживать пропант (фракции 16/20) из расчета 800 кг/м3, обычно используемый сшитый гуаровый гель и композицию согласно настоящему изобретению оптимального состава помещали в мерные цилиндры. Затем наблюдали за оседанием пропанта и фиксировали время полного оседания пропанта.
Состав гуарового геля следующий:
| Состав | Концентрация |
| Гуаровая камедь (гуар) | 0,3% |
| Хлорид калия (стабилизатор глин) | 0,1% |
| деэмульгатор (OSC DM-1) | 0,2% |
| Боратный сшиватель | 0,35% |
| Персульфат аммония (деструктор) | 0,08% |
Результаты эксперимента приведены на Фиг. 3. Как видно из представленных данных, в сшитом гуаровом геле пропант полностью осел через 2 часа, . За такое время затруднительно провести полноценный и эффективный большеобъемный ГРП. В то же время в композиции оптимального состава согласно настоящему изобретению пропант полностью осел через 6 часов, т.е. в течение периода, позволяющего без щатруднений провести полноценный и эффективный КГРП.
Пример 5. Изучение влияния температуры на вязкость композиции оптимального состава.
Приготовленную композицию оптимального состава аккуратно нагревали и следили за изменением вязкости с использованием вискозиметра Brookfield модели DV2TLVTJ0 со шпинделем LV4 (64) при скорости вращения 100 RPM.
Результаты эксперимента показаны на Фиг. 4.
Пример 6. Изучение восстановления вязкости композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава после стресса.
Загеленную кислоту протестировали на скорость восстановления вязкости при стрессе на вискозиметре Brookfield модели DV2TLVTJ0 шпиндель LV4 (64). Условия стресса создавали посредством изменения скорости вращения (RPM – об./мин.). Полученная зависимость говорит о том, что вязкость восстанавливается сразу после изменения приложенного вращательного усилия. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 5.
Как видно из данных, приведенных на Фиг. 5, вязкость композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава восстанавливается сразу после изменения приложенного вращательного усилия.
Пример 7. Изучение разрушения геля, полученного при использовании композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава, при взаимодействии с карбонатными породами.
Кислота, попадая в пласт, взаимодействует с карбонатными породами, в результате чего её концентрация уменьшается, а содержание ионов Ca2+ возрастёт. Для моделирования данного процесса реакция кислоты с карбонатом кальция непригодна, так как образуется большое количество пены, которая сильно стабилизирована за счёт высокой вязкости раствора. Поэтому использовали реакцию взаимодействия кислоты с гашеной известью, которая приводит к тем же продуктам.
Гашеную известь всыпали маленькими порциями при сильном перемешивании. Реакция была сильно замедлена из-за высокой вязкости раствора. После полного растворения гидроксида кальция раствор остужали до комнатной температуры и измеряли его вязкость. Процедуру повторяли до полной нейтрализации кислоты. Для измерения вязкости использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0 со шпинделем LV4 (64) при скорости вращения 100 RPM. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 6. На основании данных, приведенных на Фиг. 6, можно сделать вывод о том, что при взаимодействии с карбонатными породами, система разрушается, а вязкость загущенной кислоты падает.
Другие варианты системы согласно настоящему изобретению исследуются в соответствии с таким же планом экспериментов.
Необходимо понимать, что предыдущее описание приведено исключительно в целях пояснения настоящего изобретения. Специалисты, обладающие обычной квалификацией в данной области техники, могут разработать различные альтернативные варианты и модификации, не выходящие за рамки настоящего изобретения, определяемые формулой настоящего изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает все подобные альтернативные варианты, модификации и вариации, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Все численные значения, приведенные в настоящем документе, являются приблизительными и допускают обычные вариации, например, в пределах +/- 10-15% от конкретного указанного значения. Указанные процентные значения могут относиться к массовым, объемным или массо-объемным процентам.
Claims (62)
1. Применение комбинации
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы I
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой, или линолевой кислоты; и
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4 и R5 такие, как определено выше, и
в) необязательно преобразователя железа
для загущения водного раствора кислоты.
2. Применение по п. 1, характеризующееся тем, что в качестве соединения формулы IIa используют [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид.
3. Применение по любому из пп. 1, 2, характеризующееся тем, что в качестве соединения формулы IIb используют эруциламидопропилбетаин.
4. Применение по любому из пп. 1-3, характеризующееся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.
5. Способ загущения водного раствора неорганической кислоты, включающий добавление в указанный водный раствор неорганической кислоты
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы I
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты; и
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4, R5 такие, как определено выше, и
в) необязательно преобразователя железа.
6. Способ по п. 5, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIa используют [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид.
7. Способ по любому из пп. 5, 6, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIb используют эруциламидопропилбетаин.
8. Способ по любому из пп. 5-7, характеризующийся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.
9. Способ по любому из пп. 5-8, характеризующийся тем, что амин формулы I, соединение формулы IIa или IIb и преобразователь железа добавляют совместно.
10. Способ по любому из пп. 5-9, характеризующийся тем, что амин формулы I, соединение формулы IIa или IIb и преобразователь железа добавляют раздельно.
11. Набор компонентов для применения по любому из пп.1-4 или осуществления способа по любому из пп. 5-10, содержащий:
а) полиэтоксилированный талловый амин формулы I
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой, или линолевой кислоты;
б) соединение, выбранное из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4, R5 такие, как определено выше, и
в) необязательно преобразователь железа.
12. Набор по п. 11, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIa используют [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид.
13. Набор по п. 11 или 12, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIb используют эруциламидопропилбетаин.
14. Набор по любому из пп. 11-13, характеризующийся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.
15. Набор компонентов по любому из пп. 11-14, выполненный в форме композиции.
16. Композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор неорганической кислоты, набор компонентов по любому из пп. 11-15 и пропант.
17. Композиция по п. 16, характеризующаяся тем, что указанной неорганической кислотой является соляная кислота.
18. Композиция по п. 17, характеризующаяся тем, что содержание соляной кислоты составляет 12-16%, предпочтительно 15%.
19. Композиция по п. 16, характеризующаяся следующим содержанием компонентов, мас.%:
20. Способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающий:
- введение композиции по любому из пп. 16-19 в месторождение и
- извлечение нефти из месторождения.
21. Способ по п. 20, характеризующийся тем, что неорганической кислотой является соляная кислота.
22. Способ по п. 20 или 21, характеризующийся тем, что указанное месторождение содержит карбонатные породы.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132818A RU2698784C2 (ru) | 2018-09-14 | 2018-09-14 | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель |
| PCT/RU2019/000629 WO2020055285A1 (en) | 2018-09-14 | 2019-09-10 | Thickener of aqueous acid solution and method of oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132818A RU2698784C2 (ru) | 2018-09-14 | 2018-09-14 | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018132818A RU2018132818A (ru) | 2019-01-28 |
| RU2018132818A3 RU2018132818A3 (ru) | 2019-07-17 |
| RU2698784C2 true RU2698784C2 (ru) | 2019-08-29 |
Family
ID=65270717
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018132818A RU2698784C2 (ru) | 2018-09-14 | 2018-09-14 | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2698784C2 (ru) |
| WO (1) | WO2020055285A1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5009799A (en) * | 1988-02-16 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method |
| US7776798B2 (en) * | 1999-09-07 | 2010-08-17 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| RU2401859C2 (ru) * | 2004-11-15 | 2010-10-20 | Родиа Инк. | Вязкоупругие жидкости с добавками поверхностно-активных веществ, обладающие улучшенным показателем восстановления при сдвиге, реологии и устойчивости |
| RU2452851C2 (ru) * | 2005-11-16 | 2012-06-10 | Родиа Инк. | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
-
2018
- 2018-09-14 RU RU2018132818A patent/RU2698784C2/ru active
-
2019
- 2019-09-10 WO PCT/RU2019/000629 patent/WO2020055285A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5009799A (en) * | 1988-02-16 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method |
| US7776798B2 (en) * | 1999-09-07 | 2010-08-17 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| RU2401859C2 (ru) * | 2004-11-15 | 2010-10-20 | Родиа Инк. | Вязкоупругие жидкости с добавками поверхностно-активных веществ, обладающие улучшенным показателем восстановления при сдвиге, реологии и устойчивости |
| RU2452851C2 (ru) * | 2005-11-16 | 2012-06-10 | Родиа Инк. | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018132818A (ru) | 2019-01-28 |
| WO2020055285A1 (en) | 2020-03-19 |
| RU2018132818A3 (ru) | 2019-07-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3224329B1 (en) | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
| US6767869B2 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| US6637517B2 (en) | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations | |
| RU2311439C2 (ru) | Загущенные кислотные композиции и их применение | |
| DK1212385T3 (en) | Quaternary ammonium salts as thickeners for aqueous systems | |
| RU2452851C2 (ru) | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения | |
| CA2623469C (en) | Gelled emulsions and methods of using same | |
| US7326670B2 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| EP2917301B1 (en) | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents | |
| US10017683B2 (en) | Internal polymeric breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
| AU2021201823B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| EA017431B1 (ru) | Приготовление вязкой композиции под землей | |
| AU2005239638A1 (en) | Shale Inhibition Additive for Oil/gas down Hole Fluids and Methods for Making and Using Same | |
| CN115461428A (zh) | 用于油气开采的表面活性剂 | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| RU2698784C2 (ru) | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель | |
| CA2641479A1 (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| US20240191127A1 (en) | Viscoelastic surfactant formulations and use in subterranean formations | |
| US10711179B2 (en) | Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs | |
| US20240182778A1 (en) | Viscoelastic surfactant formulations and use in subterranean formations | |
| DK3224329T3 (en) | DELAYED FLUID BREATHER BASED ON VISCOELASTIC SURFACTANT |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200519 Effective date: 20200519 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200519 Effective date: 20210422 |