DE69817182T2 - Fluide mit viskos-elastischen tensiden und verfahren zu ihrer verwendung - Google Patents

Fluide mit viskos-elastischen tensiden und verfahren zu ihrer verwendung Download PDF

Info

Publication number
DE69817182T2
DE69817182T2 DE69817182T DE69817182T DE69817182T2 DE 69817182 T2 DE69817182 T2 DE 69817182T2 DE 69817182 T DE69817182 T DE 69817182T DE 69817182 T DE69817182 T DE 69817182T DE 69817182 T2 DE69817182 T2 DE 69817182T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
fluid
surfactant
carbon atoms
alkyl
group
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
DE69817182T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69817182D1 (de
DE69817182T3 (de
Inventor
S. Manilal DAHANAYAKE
Jiang Yang
H. Joseph NIU
Paul-Joel Derian
David Dino
Ruoxin Li
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Technology Corp
Solvay USA Inc
Original Assignee
Rhodia Inc
Schlumberger Technology Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=26726820&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=DE69817182(T2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Rhodia Inc, Schlumberger Technology Corp filed Critical Rhodia Inc
Publication of DE69817182D1 publication Critical patent/DE69817182D1/de
Publication of DE69817182T2 publication Critical patent/DE69817182T2/de
Application granted granted Critical
Publication of DE69817182T3 publication Critical patent/DE69817182T3/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/02Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by special physical form
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/33Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing oxygen
    • A61K8/36Carboxylic acids; Salts or anhydrides thereof
    • A61K8/368Carboxylic acids; Salts or anhydrides thereof with carboxyl groups directly bound to carbon atoms of aromatic rings
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/40Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing nitrogen
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/40Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing nitrogen
    • A61K8/44Aminocarboxylic acids or derivatives thereof, e.g. aminocarboxylic acids containing sulfur; Salts; Esters or N-acylated derivatives thereof
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/46Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing sulfur
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61QSPECIFIC USE OF COSMETICS OR SIMILAR TOILETRY PREPARATIONS
    • A61Q19/00Preparations for care of the skin
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01FMIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/50Mixing liquids with solids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C05FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05FORGANIC FERTILISERS NOT COVERED BY SUBCLASSES C05B, C05C, e.g. FERTILISERS FROM WASTE OR REFUSE
    • C05F11/00Other organic fertilisers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C05FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05GMIXTURES OF FERTILISERS COVERED INDIVIDUALLY BY DIFFERENT SUBCLASSES OF CLASS C05; MIXTURES OF ONE OR MORE FERTILISERS WITH MATERIALS NOT HAVING A SPECIFIC FERTILISING ACTIVITY, e.g. PESTICIDES, SOIL-CONDITIONERS, WETTING AGENTS; FERTILISERS CHARACTERISED BY THEIR FORM
    • C05G5/00Fertilisers characterised by their form
    • C05G5/20Liquid fertilisers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/18Quaternary ammonium compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/04Carboxylic acids or salts thereof
    • C11D1/10Amino carboxylic acids; Imino carboxylic acids; Fatty acid condensates thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/66Non-ionic compounds
    • C11D1/83Mixtures of non-ionic with anionic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/88Ampholytes; Electroneutral compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/88Ampholytes; Electroneutral compounds
    • C11D1/90Betaines
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D17/00Detergent materials or soaps characterised by their shape or physical properties
    • C11D17/0008Detergent materials or soaps characterised by their shape or physical properties aqueous liquid non soap compositions
    • C11D17/003Colloidal solutions, e.g. gels; Thixotropic solutions or pastes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/02Inorganic compounds ; Elemental compounds
    • C11D3/04Water-soluble compounds
    • C11D3/046Salts
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16Organic compounds
    • C11D3/20Organic compounds containing oxygen
    • C11D3/2075Carboxylic acids-salts thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16Organic compounds
    • C11D3/34Organic compounds containing sulfur
    • C11D3/3418Toluene -, xylene -, cumene -, benzene - or naphthalene sulfonates or sulfates
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30Viscoelastic surfactants [VES]
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/04Carboxylic acids or salts thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/12Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof
    • C11D1/14Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof derived from aliphatic hydrocarbons or mono-alcohols
    • C11D1/143Sulfonic acid esters
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/12Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof
    • C11D1/14Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof derived from aliphatic hydrocarbons or mono-alcohols
    • C11D1/146Sulfuric acid esters
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/66Non-ionic compounds
    • C11D1/75Amino oxides
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • Y10S507/924Fracture fluid with specified propping feature

Description

  • Gebiet der Erfindung:
  • Die vorliegende Erfindung betrifft viskoelastische Fluide (Flüssigkeiten), die ein Tensid (oberflächenaktive Substanz) enthalten, und Verfahren zum Suspendieren von Partikeln (Teilchen) unter Verwendung dieser viskoelastischen Fluide.
  • Hintergrund der Erfindung:
  • Es ist wohlbekannt, die wäßrige Phase einer Suspension aus festen Teilchen oder emulgierten Tröpfchen einzudicken bzw. zu verdicken. Die Zugabe von Verdikkungsmitteln erhöht die Viskosität der wäßrigen Phase und verzögert somit das Absetzen (Ablagern) der Teilchen oder Tröpfchen. Eine solche Verzögerung ist nützlich, um die Teilchen oder Tröpfchen während der Lagerung, der Verwendung und/oder des Transports der Suspension in Suspension zu halten.
  • Polymere Verdickungsmittel, wie z. B. Stärken, welche durch Verhakung (Verwickelung) der Polymerketten eindicken, sind zur Erhöhung der Viskosität von wäßrigen Phasen von Suspensionen verwendet worden. Diese Verdickungsmittel können unter dem Einfluß von mechanischer Scherung oder chemischer Spaltung (z. B. durch Oxidation oder Hydrolyse) der Polymerketten abgebaut werden, was zu einem Verlust der Viskosität und somit der Suspensionsstabilität führt.
  • Kationische Tenside sind gefunden worden, die unter bestimmten Bedingungen stabartige Micellen ausbilden. Die Gegenwart von stabartigen Micellen verleiht dem Fluid viskoelastische Eigenschaften. Jedoch neigen kationische Tenside dazu, eine hohe Toxizität und eine sehr geringe biologische Abbaubarkeit aufzuweisen.
  • Zusammenfassung der Erfindung
  • Die vorliegende Erfindung stellt ein viskoelastisches Fluid bereit, das als Verdickungsmittel für Partikelsuspensionen eingesetzt werden kann. Das viskoela stische Fluid enthält ein amphoterisches/zwitterionisches Tensid und eine organische Säure/organisches Salz und/oder anorganische Salze.
  • Somit betrifft diese Erfindung insbesondere ein viskoelastisches Fluid, das
    • (1) ein wäßriges Medium;
    • (2) ein Tensid (oberflächenaktive Substanz), ausgewählt aus der Gruppe von amphoteren Tensiden, zwitterionischen Tensiden und deren Mischungen, wobei das Tensid den Hauptgewichtsanteil sämtlicher in dem Fluid vorhandener Tenside ausmacht; und
    • (3) einen Bestandteil, ausgewählt aus der Gruppe von organischen Säuren, Salzen organischer Säuren, anorganischen Salzen und Kombinationen von einer oder mehreren organischen Säuren oder Salzen organischer Säuren mit einem oder mehreren anorganischen Salzen; umfaßt, wobei das Fluid viskoelastische Eigenschaften aufweist.
  • Gemäß einer weiteren erfindungsgemäßen Ausführungsform betrifft die vorliegende Erfindung ein viskoelastisches Fluid, das im wesentlichen
    • (1) ein wäßriges Medium;
    • (2) eine Menge eines Tensids, enthaltend ein Aminoxidtensid; und
    • (3) ein anionisches Tensid, das ein Hydrophob mit mindestens 14 Kohlenstoffatomen enthält, umfaßt.
  • Die Bezeichnung "viskoelastisch" bezieht sich auf viskose Flüssigkeiten, die elastische Eigenschaften besitzen, d. h. die Flüssigkeit nimmt zumindest teilweise ihre ursprüngliche Form ein, wenn ein angelegter Druck abgesetzt wird. Die verdickten wäßrigen viskoelastischen Flüssigkeiten sind als wasserbasierende Hydraulikflüssigkeiten in Schmierstoffen und als Flüssigkeiten zur hydraulischen Bruchbildung (Rißbildung) zur Erhöhung der Durchlässigkeit (Permeabilität) in der Ölförderung verwendbar.
  • Die vorliegende Erfindung betrifft gleichermaßen ein Verfahren zur Verteilung suspendierter fester Teilchen, wie Abbau- bzw. Abtragungsnebenprodukte in einer Flüssigkeit, die Bestandteil des erfindungsgemäßen viskoelastischen Fluids ist, wobei die festen Teilchen für einen vergrößerten Zeitraum an einer Stelle suspendiert bleiben und das Fluid zu einer Stelle transportiert wird, während die festen Teilchen in dem Fluid suspendiert bleiben und das Fluid an einer solchen Stelle abgelagert wird.
  • Kurzbeschreibung der Figuren:
  • 1 zeigt die Viskosität in Abhängigkeit von dem Schergrad (Scherrate, Schergeschwindigkeit) für eine viskoelastische Tensidlösung, die durch Zugabe von 5% Dinatriumtalgiminodipropionat (Mirataine T2C®) und 2,25% Phthalsäure in Wasser hergestellt wurde.
  • 2 zeigt den dynamischen Modul G' (Speichermodul) und G'' (Verlustmodul (Viskositätsmodul)) bei 25°C und 50°C für dieselbe Lösung wie in 1.
  • 3 zeigt die Viskosität in Abhängigkeit von dem Schergrad für eine viskoelastische Tensidlösung, die durch Zugabe von 5% Dinatriumtalgiminodipropionat (Mirataine T2C®), 4% NH4Cl und 1,75 ~ 2,0% Phthalsäure in Wasser hergestellt wurden.
  • 4 zeigt die Viskosität in Abhängigkeit von dem Schergrad für viskoelastische Tensidlösungen, die durch Zugabe von 4 oder 5% Dinatriumoleamidopropylbetain (Mirataine BET-O®), 3% KCl und 0,5% Phthalsäure in Wasser hergestellt wurden.
  • 5 zeigt den dynamischen Modul G' (Speichermodul) und G'' (Verlustmodul (Viskositätsmodul)) bei 25°C und 50°C für dieselbe Lösung wie in 4.
  • Detaillierte Beschreibung der Erfindung
  • Die Eigenschaft der Viskosität ist im allgemeinen wohlbekannt, und es kann bezug genommen werden auf S. Gravsholt, Journal of Coll. and Interface Sci., 57(3), 575 (1996); Hoffmann et al., "Influence of Ionic Surfactants on the Viscoelastic Properties of Zwitterionic Surfactant Solutions", Langmuir, 8, 2140– 2146 (1992); und Hoffmann et al., The Rheological Behaviour of Different Viscoelastic Surfactant Solutions, Tenside Surf. Det., 31, 389–400, 1994. Unter den in diesen Bezugnahmen angeführten Verfahren zur Bestimmung, ob eine Flüssigkeit viskoelastische Eigenschaften aufweist, wird bei einem Test, der sich in bezug auf die Bestimmung der Viskoelastizität einer wäßrigen Lösung als nützlich erwiesen hat, eine Durchwirbelung der Flüssigkeit durchgeführt und optisch beobachtet, ob die durch die Durchwirbelung entstandenen Blasen abprallen (rückstoßen), nachdem die Durchwirbelung gestoppt wird. Ein Abprallen (Rückstoßen) der Blasen ist ein Zeichen für eine Viskoelastizität. Bei einem weiteren einsetzbaren Test wird der Speichermodul (G') und der Verlustmodul (Viskositätsmodul) (G'') bei einer gegebenen Temperatur gemessen. Wenn bei gegebener Temperatur G' > G'' für irgendeinen Punkt oder für irgendeinen Punktbereich kleiner etwa 10 rad/sec, typischerweise zwischen etwa 0,001 und etwa 10 rad/sec, insbesondere zwischen etwa 0,1 und etwa 10 rad/sec, ist, und wenn G' > 10–2 Pascal, bevorzugt 10–2 Pascal ist, wird das Fluid bei dieser Temperatur typischerweise als viskoelastisch erachtet. Rheologische Messungen, wie von G' und G'', werden ausführlicher in "Rheological Measurements", Encyclopedia of Chemical Technology, Vol. 21, Seiten 347 bis 372 (John Wiley & Sons, Inc., N. Y., N. Y., 1997, 4. Auflage) beschrieben. In bezug auf die zur Vervollständigung notwendige Erweiterung sind die oben genannten Offenbarungen hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen.
  • Die Viskoelastizität wird durch einen Typ der Micellenbildung verursacht, der von dem herkömmlichen Typ verschieden ist, bei dem sich kugelförmige Micellen bilden, wie es für die meisten Tenside der Fall ist. Viskoelastische Tensidfluide bilden in Lösung wurmartige, stabartige oder zylindrische Micellen. Die Bildung langer, zylindrischer Micellen führt zu nützlichen rheologischen Eigenschaften. Die viskoelastische Tensidlösung besitzt ein scherentzähendes bzw. strukturviskoses Verhalten und bleibt trotz hoher Schereinwirkung stabil. Im Vergleich hierzu wird das herkömmliche polymere Verdickungsmittel ineversibel zersetzt bzw. abgebaut, wenn es einer großen Scherung ausgesetzt wird.
  • In der Zusammenfassung der Erfindung und in dieser detaillierten Beschreibung sollte jeder Zahlenwert einerseits als mit dem Ausdruck "etwa" versehen gelesen werden (sofern nicht bereits ausdrücklich derart angegeben) und dann wiederum als nicht derart versehen gelesen werden, sofern es nicht anders im Zusammenhang aufgezeigt ist.
  • Die viskoelastischen Tenside können entweder ionisch oder nichtionisch sein. Die vorliegende Erfindung umfaßt ein wäßriges viskoelastisches Tensid, das auf amphoterische oder zwitterionische Tenside basiert. Das amphoterische Tensid stellt eine Tensidklasse dar, die über einen bestimmten pH-Bereich (z. B. typischerweise schwach sauer) sowohl eine positiv geladene Einheit als auch eine negativ geladene Einheit aufweist, die über einen bestimmten pH-Bereich (z. B. typischerweise schwach alkalisch) lediglich eine negativ geladene Einheit aufweist und die bei einem anderen pH-Wert (z. B. typischerweise mäßig sauer) nur eine positiv geladene Einheit aufweist, während ein zwitterionisches Tensid eine permanent positiv geladene Einheit im Molekül unabhängig vom pH-Wert und eine negativ geladene Einheit bei alkalischem pH aufweist.
  • Das viskoelastische Fluid umfaßt Wasser, Tensid und eine wasserlösliche Komponente, die ausgewählt ist aus der Gruppe von organischen Säuren, Salzen organischer Säuren, anorganischen Salzen und deren Mischungen. Wahlweise kann das viskoelastische Fluid Wasser, ein Aminoxidtensid und ein anionisches Tensid, das ein Hydrophob mit mindestens 14 Kohlenstoffatomen enthält, aufweisen. Die viskoelastische Tensidlösung ist als Bruchbildungsfluid (Rißbildungsfluid) oder als wasserbasierende Hydraulikflüssigkeit verwendbar. Das als Bruchbildungsfluid eingesetzte viskoelastische Fluid kann ein Gas, wie Luft, Stickstoff oder Kohlendioxid enthalten, um ein aktiviertes Fluid oder einen Schaum bereitzustellen.
  • Der Bestandteil des Fluids, welcher in der größten Konzentration vorhanden ist, ist Wasser, d. h. typischerweise besitzt Wasser den Hauptgewichtsanteil des viskoelastischen Fluids. Wasser ist typischerweise mit einem Gewichtsanteil größer oder gleich etwa 50 Gew.-%, bezogen auf das Fluid, vorhanden. Das Wasser kann von jeder Quelle stammen, sofern die Quelle keine Verunreinigungen enthält, die in bezug auf die anderen Bestandteile des viskoelastischen Fluids inkompatibel sind (z. B. durch Verursachen einer ungewünschten Präzipitation (Ausfällung)). Somit ist es nicht erforderlich, daß das Wasser Trinkwasser ist, und es kann Brackwasser sein, oder andere Stoffe bzw. Materialien beinhalten, die für Wasserquellen, die in oder in der Nähe von Ölfeldern gefunden werden, typisch sind.
  • Beispiele für zwitterionische Tenside, die in der vorliegenden Erfindung verwendbar sind, werden durch die folgende Formel dargestellt:
    Figure 00060001
    wobei R1 eine hydrophobe Alkyl-, Alkylarylalkyl-, Alkoxyalkyl-, Alkylaminoalkyl- und eine Alkylamidoalkyleinheit darstellt, wobei die Alkylgruppe verzweigt oder linear sein kann und die gesättigt oder ungesättigt sein kann und etwa 12 bis etwa 24 Kohlenstoffatome aufweist. Beispielhafte langkettige Alkylgruppen umfassen Tetradecyl (Myristyl), Hexadecyl (Ketyl), Octadecenyl (Oleyl), Octadecyl (Stearyl), Docosen (Erucyl) und Derivate von Talg-, Kokos-, Soja(bohnen)- und Rapsöl. Die bevorzugten Alkyl- und Alkenylgruppen sind Alkyl- und Alkenylgruppen mit etwa 16 bis etwa 22 Kohlenstoffatomen. Ein Beispiel für Alkylamidoalkyl ist Alkylamidopropyl mit einem wie oben beschriebenen Alkyl.
  • R2 und R3 sind unabhängig voneinander eine aliphatische Kette (d. h. im Gegensatz zur der aromatischen Kette an dem Atom, das an dem quartären bzw. quaternären Stickstoff gebunden ist, z. B. Alkyl, Alkenyl, Arylalkyl, Hydroxyalkyl, Carboxyalkyl und Hydroxyalkylpolyoxyalkylen, z. B. Hydroxyethylpolyoxyethylen oder Hydroxypropylpolyoxypropylen) mit etwa 1 bis etwa 30 Atomen, vorzugsweise etwa 1 bis etwa 20 Atomen, besonders bevorzugt etwa 1 bis etwa 10 Atomen und ganz besonders bevorzugt etwa 1 bis etwa 6 Atomen, wobei die aliphatische Gruppe verzweigt oder linear, gesättigt oder ungesättigt verknüpft sein kann. Bevorzugte Alkylketten sind Methyl, Ethyl, ein bevorzugtes Arylalkyl ist Benzyl und bevorzugte Hydroxyalkyle sind Hydroxethyl oder Hydroxypropyl, wogegen bevorzugte Carboxyalkyle Acetat und Propionat sind.
  • R4 ist ein Hydrocarbylrest (z. B. Alkylen) mit einer Kettenlänge von 1 bis 4. Bevorzugt sind Methylen- oder Ethylengruppen.
  • Spezifische Beispiele für zwitterionische Tenside umfassen die folgenden Formeln:
    Figure 00070001
    wobei R1 zuvor definiert worden ist.
  • Beispiele für amphoterische Tenside umfassen jene, welche durch die Formel VI dargestellt werden:
    Figure 00070002
    wobei R1, R2 und R4 weiter oben definiert worden sind.
  • Weitere spezifische Beispiele für amphoterische Tenside umfassen die folgenden Formeln:
    Figure 00080001
    wobei R1 zuvor definiert worden ist und X+ ein anorganisches Kation, wie Na+, K+, NH4 + darstellt, das in einem sauren Milieu mit einer Carboxylatgruppe oder einem Wasserstoffatom verbunden ist.
  • Ein übliches chemisches Verfahren zur Herstellung von Dihydroxyethoxylatglycinat, das von ethoxyliertem Alkylamin ausgeht, ist das folgende:
  • Figure 00080002
  • Die Endprodukte können gleichermaßen einige nichtreagierte Dihydroxyethylalkylamin-Ausgangssubstanzen und geringe Mengen an Natriumglykolat, Diglykolat und Natriumchlorid als Nebenprodukte enthalten. Ein vergleichbares Verfahren kann zur Herstellung von propoxylierten Analoga verwendet werden.
  • Ein herkömmliches chemisches Verfahren zur Herstellung von Alkyliminodipropionat aus Alkylamin lautet wie folgt:
  • Figure 00090001
  • Die Endprodukte enthalten ebenso eine geringe Menge an Methanol, nichtreagierter Acrylsäure, Alkylamin und einige oligomere Acrylate oder Säure als Nebenprodukte.
  • Ein herkömmliches chemisches Verfahren zur Herstellung von Alkylamidopropylbetain aus Alkylamin lautet wie folgt:
  • Figure 00090002
  • Die Endprodukte enthalten ebenso geringe Mengen an Natriumglykolat, Diglykolat, Natriumchlorid und Glycerin als Nebenprodukte.
  • Gemäß einer weiteren erfindungsgemäßen Ausführungsform ist das ausgewählte zwitterionische Tensid ein Aminoxid. Diese Substanz besitzt die folgende Formel:
    Figure 00100001
    wobei R1, R2 und R3 oben definiert sind.
  • Die Tenside werden in einer Menge eingesetzt, die in Kombination mit den anderen Inhaltsstoffen ausreicht, ein viskoelastisches Fluid zu bilden und deren Gehalt typischerweise ein geringer Gewichtsanteil, bezogen auf das Fluid, ist (z. B. weniger als etwa 50 Gew.-%). Die Konzentration des Tensids kann von etwa 0,5 bis etwa 10 Gew.-%, bezogen auf das Fluid, besonders bevorzugt von etwa 0,5 bis etwa 8 Gew.-% und ganz besonders bevorzugt von etwa 0,5 bis etwa 6 Gew.-%, betragen. Die für eine bestimmte Parameterzusammenstellung optimalen Konzentrationen können experimentell bestimmt werden.
  • Das Fluid enthält ebenso ein oder mehrere Bestandteile aus der Gruppe von organischen Salzen, Salzen organischer Säuren und anorganischen Salzen. Mischungen der oben genannten Bestandteile werden spezifisch in Betracht gezogen, wobei sie in dem Rahmen der Erfindung liegen. Dieser Bestandteil liegt typischerweise nur in einer geringen Menge vor (z. B. weniger als etwa 20 Gew.-%, bezogen auf das Fluid).
  • Die organische Säure ist typischerweise eine Sulfonsäure oder eine Carbonsäure und das anionische Gegenion des Salzes der organischen Säure ist typischerweise ein Sulfonat oder Carboxylat. Beispiele für derartige organische Moleküle umfassen verschiedene aromatische Sulfonate und Carboxylate, wie p-Toluolsulfonat, Naphthalinsulfonat, Chlorbenzoesäure, Salicylsäure, Phthalsäure und dergleichen, bei denen diese Gegenionen wasserlöslich sind. Ganz besonders bevorzugt sind Salicylat, Phthalat, p-Toluolsulfonat, Hydroxynaphthalincarboxylate, z. B. 5-Hydroxy-1-naphthoesäure, 6-Hydroxy-1-naphtoesäure, 7-Hydroxy-1-naphtoesäure, 1-Hydroxy-2-naphthoesäure, bevorzugt 3-Hydroxy-2-naphthoesäure, 5-Hydroxy-2-naphthoesäure, 7-Hydroxy-2-naphthoesäure, 1,3-Dihydroxy-2-naphthoesäure und 3,4-Dichlorbenzoat. Die organische Säure oder ihr Salz unterstützt typischerweise die Entwicklung einer erhöhten Viskosität, was charak teristisch für die bevorzugten Fluide ist. Ohne sich auf eine Theorie festlegen zu wollen – sofern es im Kontext nicht anders erwähnt ist –, wird angenommen, daß die Assoziation der organischen Säure oder ihres Salzes mit der Micelle die Aggregationskrümmung der Micelle verringert und somit die Bildung einer wurmartigen oder stabartigen Micelle unterstützt. Die organische Säure oder ihr Salz ist in dem viskoelastischen Fluid typischerweise mit einer Gewichtskonzentration (einem Gewichtsanteil) von etwa 0,1% bis etwa 10%, besonders bevorzugt etwa 0,1% bis etwa 7% und ganz besonders bevorzugt etwa 0,1% bis etwa 6% zugegen.
  • Die anorganischen Salze, die sich insbesondere zur Verwendung in dem viskoelastischen Fluid eignen, umfassen wasserlösliche Kalium-, Natrium- und Ammoniumsalze, wie Kaliumchlorid und Ammoniumchlorid. Darüber hinaus können gleichermaßen Calciumchlorid, Calciumbromid und Zinkhalidsalze verwendet werden. Die anorganischen Salze können die Entwicklung einer erhöhten Viskosität unterstützen, wie sie für die bevorzugten Fluide charakteristisch ist. Darüber hinaus kann das anorganische Salz möglicherweise die Aufrechterhaltung der Stabilität einer geologischen Formation, zu der das Fluid gegeben wird, unterstützen. Die Stabilität einer Formation und insbesondere die Stabilität von Ton (durch Inhibierung (Unterbindung) der Hydratation des Tons) wird bei einer Konzentrationsstufe von einigen Gewichtsprozent erreicht, bei der die Dichte des Fluids durch die Gegenwart des anorganischen Salzes nicht signifikant verändert wird, ausgenommen daß, wenn der Fluiddichte eine wichtige Berücksichtigung zukommt, ab diesem Punkt schwerere anorganische Salze verwendet werden können. Das anorganische Salz liegt in dem viskoelastischen Fluid typischerweise mit einer Gewichtskonzentration (einem Gewichtsanteil) von etwa 0,1% bis etwa 30%, besonders bevorzugt etwa 0,1% bis etwa 10% und ganz besonders bevorzugt etwa 0,1% bis etwa 8% vor. Organische Salze, z. B Trimethylammoniumhydrochlorid und Tetramethylammoniumchlorid, können gleichermaßen in Ergänzung zu oder als Ersatz für die anorganischen Salze verwendet werden.
  • Als eine Alternative zu den organischen Salzen und anorganischen Salzen oder als ein teilweiser Ersatz für diese kann man einen mittleren bis langkettigen Alkohol (vorzugsweise ein Alkanol), vorzugsweise mit 5 bis 10 Kohlenstoffatomen oder ein Alkoholethoxylat (vorzugsweise ein Alkanolethoxylat) vorzugsweise mit einem Alkohol mit 12 bis 16 Kohlenstoffatomen und mit 1 bis 6, vorzugsweise 1 bis 4, Oxyethyleneinheiten, verwenden.
  • In der Ausführungsform, in welcher das ausgewählte Tensid ein Aminoxid ist, wird es vorzugsweise gemeinsam mit einem anionischen Tensid, das ein Hydrophob mit mindestens etwa 14 Kohlenstoffatomen enthält, verwendet. Beispiele für geeignete anionische Tenside umfassen Alkylsulfate oder Sulfonate mit Alkalimetallgegenionen oder Alkylcarboxylate, wobei Alkyl eine Gruppe mit etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatomen darstellt, die verzweigt oder linear und gesättigt oder ungesättigt sein kann und die besonders bevorzugt zwischen etwa 16 und etwa 22 Kohlenstoffatome aufweist.
  • Für diese Ausführungsform (Aminoxid/anionisches Tensid) reicht das Aminoxid/anionisches Tensid-Gewichtsverhältnis von etwa 100 : 1 bis etwa 50 : 50.
  • Zusätzlich zu den zuvor beschriebenen wasserlöslichen Salzen und Verdikkungsmitteln kann das als hydraulisches Bruchbildungsfluid verwendete viskoelastische Fluid andere herkömmliche Bestandteile aufweisen, die spezifisch gewünschte Funktionen erfüllen, z. B. Korrosionsinhibitoren, fluiddämpfende bzw. flüssigkeitsverringernde Additive und dergleichen. In dem Bruchbildungsfluid kann ein Stützmittel suspendiert werden. Der pH-Wert des Fluids reicht typischerweise von stark sauer (z. B. weniger als ein pH-Wert von etwa 3) bis etwa schwach alkalisch (z. B. von einem pH-Wert geringfügig größer als 7 bis etwa 8,5, besonders bevorzugt bis etwa 8,0) oder mäßig alkalisch (z. B. ein pH-Wert von etwa 8,5 bis etwa 9,5), stark alkalische pH-Werte (z. B. ein pH-Wert von etwa 10) sollten vermieden werden.
  • Es ist für einen Fachmann gleichermaßen denkbar, die oben genannten amphoterischen/zwitterionischen Tenside mit herkömmlichen anionischen, nichtionischen und kationischen Tensiden zu kombinieren, um das gewünschte viskoelastische Fluid zu erhalten. Das amphoterische/zwitterionische Tensid liegt mit einem Hauptgewichtsanteil, bezogen auf sämtliche Tenside, vor und ist typischerweise im wesentlichen das einzig vorhandene Tensid. Typischerweise ist das viskoelastische Fluid im wesentlichen frei von anionischen Tensiden, z. B. ent hält es weniger als etwa 0,5 Gew.-%, besonders bevorzugt weniger als etwa 0,2 Gew.-%, ganz besonders bevorzugt weniger als 0,1 Gew.-% anionische Tenside.
  • Zur Herstellung der erfindungsgemäßen wäßrigen Fluide wird das Tensid zu einer wäßrigen Lösung gegeben, in der ein wasserlösliches anorganisches Salz, z. B. Kaliumchlorid oder Ammoniumchlorid und/oder mindestens eine organische Säure oder ein wasserlösliches Salz einer organischen Säure gelöst wird, um eine selektive Kontrolle des Verlustes der Partikelsuspensionseigenschaften zu gewährleisten. In der Ausführungsform, bei welcher das Fluid eine Mischung aus Wasser und einem Aminoxidtensid und einem anionischen Tensid ist, wird eine einfache Mischung der drei Komponenten verwendet. Es können herkömmliche, aus dem Stand der Technik bekannte Mischverfahren verwendet werden, da ein Erwärmen der Lösung und insbesondere Rührbedingungen nicht erforderlich sind. Selbstverständlich sollten übliche Erwärmungsverfahren verwendet werden, wenn es unter extremen Kältebedingungen, wie sie in Alaska gefunden werden, verwendet wird. Es wurde gefunden, daß es in einigen Fällen bevorzugt ist, das Verdickungsmittel in einem Alkohol mit geringerem Molekulargewicht zu lösen, bevor es mit der wäßrigen Lösung vermischt wird. Der Alkohol mit geringerem Molekulargewicht, z. B Isopropanol, unterstützt die Solubilisierung des Verdickungsmittels. Andere vergleichbare Mittel können gleichermaßen verwendet werden. Weiterhin kann ein Schaumverhütungsmittel, wie ein Polyglykol, verwendet werden, um ein unerwünschtes Schäumen während der Herstellung des viskoelastischen Fluids zu vermeiden, sofern ein Schaum unter den Behandlungsbedingungen nicht erwünscht ist. Wenn ein Schaum oder ein mit Gas angereichertes Fluid gewünscht ist, kann jedes Gas, wie Luft, Stickstoff, Kohlendioxid und dergleichen zugegeben werden.
  • Das erfindungsgemäße Fluid ist besonders für die Handhabung (Behandlung) von Teilchen geeignet, die während des Abbaus einer geologischen Formation, z. B. Schürfen, Bohren, Sprengen, Baggerarbeiten, Tunnelarbeiten und dergleichen z. B. während des Baus von Straßen, Brücken, Gebäuden, Minen, Tunneln und dergleichen anfallen. Die Partikel werden mit dem viskoelastischen Fluid auf eine Weise gemischt, welche zu einem Dispergieren der Partikel in dem Fluid führt. Die Partikel besitzen im allgemeinen eine Partikelgröße, die von einem feinen Pulver bis zu groben Kies bzw. groben Geröll, z. B. Staub, Sand und Kies bzw. Geröll, reicht. Die Partikelgröße beeinflußt die Suspendierbarkeit von Abfällen (Abraum) aus Abbauprozessen. Zum Beispiel suspendieren kleine Teilchen besser als große Teilchen und sehr kleine Teilchen suspendieren so gut, daß die Mischung zu dick werden kann, um sie mittels einer Pumpe oder in vergleichbarer Weise zu befördern. Die Größenverteilung des Abfalls aus Abbauprozessen ist ebenfalls wichtig, da Abfall mit Partikeln, die einen breiten Größenbereich aufweisen, leichter suspendiert werden kann als Abfall, bei dem die Teilchen etwa die gleiche Größe aufweisen. Daher kann es bevorzugt sein, die Abfallteilchen vor Anwendung des vorliegenden Verfahrens zu sieben, um die Teilchen, welche zum Suspendieren zu groß sind, zu entfernen, so daß eine bessere Teilchengrößenverteilung erreicht wird.
  • Die erfindungsgemäßen viskoelastischen Fluide können zur Aufnahme von Erde oder von Materialien, die während Bohr-, Abbau- und Grabungsvorgängen in der (Tief-)Fundamentbauindustrie, der Tiefbauindustrie und im Tunnelbau, im Tiefbohren und in anderen Anwendungen für erdtragende (erdaufnehmende) Fluide anfallen, verwendet werden. Die Fähigkeit der Abbaugeräte oder -systeme, eine vergrößerte Erdladung aufzunehmen und zu entfernen, wird aufgrund der suspendierenden Eigenschaften und der schmierenden Eigenschaften der viskoelastischen Tensidfluide verbessert.
  • In einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann das Tensid mit einigen in der Industrie bekannten flüssigkeitsverlustkontrollierenden Additiven (Fluid-loss-Kontrolladditiven), wie wasserlöslichen oder in Wasser dispergierbaren Polymeren (Guar und Guarderivaten, Xanthan, Polyacrylamid, Stärke und Stärkederivaten, Cellulosederivaten, Polyacrylaten, PolyDADMAC [Poly(diallyl)dimethylammoniumchlorid] und deren Kombinationen), Ton (Bentonit und Attapulgit) kombiniert werden, um dem Bruchbildungsfluid flüssigkeitskontrollierende Eigenschaften zu verleihen und um zur Stabilisierung der Abbaustrecke beizutragen. Umfassendere Informationen können in The University of Houston, Department of Chemical Engineering, Publikationsnummer UHCE 93-1 mit dem Titel "Effect of Mineral and Polymer Slurries on Perimeter Load Transfer in Drilled Shafts", veröffentlicht im Januar 1993 und in der PCT/WO 96/23849 gefunden werden, deren Offenbarungen hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen sind.
  • Das oben genannte Verfahren zum Suspendieren von Feststoffen weist zahlreiche Anwendungen auf, insbesondere im Bergbau und im Umgang mit Abraum aus dem Bergbau. Die Offenbarung des US-Patents Nr. 5 439 317 (Bishop et al.) wird hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen. Eine Anwendung besteht darin, mineralische Prozeßabfälle in unterirdischen Gruben oder unterirdischen Hohlräumen zu transportieren und abzulegen. Eine weitere Anwendung besteht in der Verfüllung offener Schächte bzw. von (Bohr-)Löchern oder Steinbrüchen ohne Einsatz von teurer und arbeitsintensiver Ausrüstung zum Erdtransport. Zudem kann das Verfahren verwendet werden, Ton oder andere Einlagen in Halte- oder Speicherbecken, die zur Speicherung von Flüssigkeiten und zur Vermeidung des Eintritts dieser Flüssigkeiten in das Grundwassersystem verwendet werden, zu verfüllen und/oder mit der gleichen Zielsetzung die Einlagen in Deponien einzubringen. Eine andere Anwendung des Verfahrens besteht in dem Löschen und/oder in der Eindämmung von Grubenfeuern durch Einbringen von Feststoffmengen unter die Erde, um das Feuer gegenüber Sauerstoffquellen abzudichten. Noch eine weitere Anwendung des Verfahrens besteht darin, Feststoffe in Gruben bzw. Hohlräumen einzubringen, in denen zuvor Bergbau betrieben wurde, um ein Absenken der Oberfläche zu vermeiden.
  • Das erfindungsgemäße Verfahren der hydraulischen Bruchbildung (hydraulische Rißbildung) verwendet andererseits übliche Techniken. Die Offenbarung des US-Patentes Nr. 5 551 516 (Norman et al.) ist hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen. Die Anwendungen verschiedener Materialien in Bezug auf Ölfelder werden in "Oil-field Applications", Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, Vol. 10, Seiten 328 bis 366 (John Wiley & Sons, Inc., New York, New York, 1987) und den darin angeführten Bezugnahmen beschrieben, deren Offenbarungen hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen sind.
  • Hydraulische Bruchbildung (hydraulische Rißbildung) ist ein Ausdruck, der für eine Vielzahl von Verfahren verwendet wird, die zur Förderungssteigerung von Flüssigkeiten, wie Öl, Erdgas etc. aus unterirdischen Formationen eingesetzt werden. Beim hydraulischen Abbrechen wird ein Abbruchfluid durch ein Bohrloch und gegen die Fläche (Oberfläche) einer Formation bei einem Druck und einer Flußrate eingespritzt, die zumindest ausreichen, den Abraumdruck zu überwinden und einen Bruch (Brüche) bzw. einen Riß (Risse) in der Formation hervorzurufen und/oder sie zu erweitern. Das Abbruchfluid enthält üblicherweise ein Stützmittel, wie Sand mit 20 bis 40 mesh, Bauxit, Glaskügelchen etc., das in dem Fraktionierungsfluid suspendiert ist und in den Bruch (Riß) transportiert wird. Das Stützmittel verhindert den Wiederverschluß der Formation, wenn der Druck vermindert wird. Die mit Stützmittel gefüllten Brüche bilden durchlässige Kanäle, durch welche die Formationsflüssigkeiten zu dem Bohrloch fließen können und anschließend entnommen werden können. Viskoelastische Fluide sind ebenso umfangreich in der Schotterverpackungsbehandlung eingesetzt worden.
  • Zusätzlich zu den zuvor angesprochenen Verwendungen können die viskoelastischen Fluide ebenso als industrielles Driftkontrollmittel oder als Rheologiemodifizierer in Körperpflegeformulierungen (z. B. Reiniger, Konditionierer etc.) und Haushaltsreinigern (z. B. Reinigungsformulierungen) eingesetzt werden. Eine Reinigungsformulierung aus dem erfindungsgemäßen viskoelastischen Fluid enthält weiterhin ein Reinigungstensid. Beispiele für Reinigungstenside und andere übliche Tensidinhaltsstoffe und/oder Körperpflegeprodukte sind unter der US-Seriennr. 08/726 437, angemeldet am 4. Oktober 1996, offenbart, die hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen ist.
  • Typischerweise ist das Reinigungstensid anionisch oder nichtionisch. Hier bevorzugte wasserlösliche anionische organische Tenside umfassen lineare Alkylbenzolsulfonate mit etwa 10 bis 18 Kohlenstoffatomen in der Alkylgruppe; verzweigte Alkylbenzolsulfonate mit etwa 10 bis 18 Kohlenstoffatomen in der Alkylgruppe; Talgbereichsalkalysulfate; Kokosnußbereichsalkylglycerylsulfonate; (ethoxylierte) Alkylethersulfate, wobei die Alkyleinheit etwa 12 bis 18 Kohlenstoffatome enthält und wobei der mittlere Ethoxylierungsgrad zwischen 1 und 12, insbesondere von 3 bis 9, variiert; sulfaltierte Kondensationsprodukte des Talgalkohols mit etwa 3 bis 12, vorzugsweise 6 bis 9, mol Ethylenoxid; und Olefinsulfonate mit etwa 14 bis 16 Kohlenstoffatomen.
  • Besonders bevorzugte anionische Substanzen, die hier verwendet werden können, umfassen: lineare C10-C14-Alkylbenzolsulfonate (LAS); verzweigte C10-C14-Alkylbenzolsulfonate (ABS); Talgalkylsulfate, Kokosnußalkylglycerylethersulfonate; sulfatierte Kondensationsprodukte aus gemischten C10-C18-Talgalkohole mit etwa 1 bis etwa 14 mol Ethylenoxid; und Mischungen höherer Fettsäuren mit 10 bis 18 Kohlenstoffatomen.
  • Bevorzugte nichtionische Tenside zur Verwendung in Flüssig-, Pulver- und Gelanwendungen umfassen das Kondensationsprodukt von C10-Alkohol mit 3 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von Talgalkohol mit 9 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von Kokosnußalkohol mit 5 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von Kokosnußalkohol mit 6 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von C12-Alkohol mit 5 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von C12-C13-Alkohol mit 6,5 mol Ethylenoxid und dasselbe Kondensationsprodukt, das gestrippt (abgestreift, nackt) ist, so daß im wesentlichen sämtliche niederen ethoxylierten und nichtethoxylierten Fraktionen abgespalten sind; das Kondensationsprodukt von C12-C13-Alkohol mit 9 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von C14-C15-Alkohol mit 2,25 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von C14-C15-Alkohol mit 4 mol Ethylenoxid; das Kondensationsprodukt von C14-C15-Alkohol mit 7 mol Ethylenoxid; und das Kondensationsprodukt von C14-C15-Alkohol mit 9 mol Ethylenoxid.
  • Spezielle Reinigungsmittelanwendungen, für die sich das viskoelastische Fluid eignet, enthalten ein Verdickungsmittel für saure Badezimmerreiniger, wie solche, die in dem US-Patent Nr. 5 639 722 (Kong et al.), und Duschgele, wie sie in dem US-Patent Nr. 5 607 678 (Moore et al.) offenbart sind, deren Offenbarungen hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen sind. Die viskoelastischen Fluide sind ebenso in der Herstellung von Bauprodukten verwendbar, welche auf Gips, Gips/Kalk, Kalk/Zement oder Zement, wie solche, die in dem US-Patent Nr. 5 470 383 (Schermann et al.) offenbart sind, und Schaumfluide basieren, wie solche, die in dem US-Patent Nr. 5 258 137 (Bonekamp et al.) offenbart sind, deren Offenbarungen hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen sind. Insbesondere ist das Fluid zur Verbesserung des Wasserrückhaltevermögens von Zementschlämmen und Mörteln geeignet, so daß eine bessere Pumpfähigkeit und Verarbeitbarkeit mit einer minimalen Menge an freiem Wasser ermöglicht wird. Die Fluide können ebenso als Verdickungsmittel für saure (z. B. pH-Wert kleiner als etwa 5) wäßrige Schlämmen von Mineralcarbonaten oder Oxiden, z. B. Eisenoxid, Ceroxid, Kieselgelsuspensionen, Titanoxid, Calciumcarbonat und Zirconiumoxid eingesetzt werden. In diesem Zusammenhang wird die Offenbarung des US-Patents Nr. 4 741 781 (De Witte) hiermit durch Bezugnahme eingeschlossen.
  • Das erfindungsgemäße viskoelastische Fluid ist ebenso für Formulierungen für agrarwirtschaftliche Anwendungen von festen Düngern und Pestiziden, wie Mikronährstoffen, biologischen Substanzen, Insektiziden, Herbiziden, Fungiziden und Pflanzenwachstumsregulatoren, geeignet. Solche Formulierungen sind typischerweise wäßrige Suspensionen oder Lösungen, welche einen Hauptanteil von Wasser und einen agrarwirtschaftlichen (landwirtschaftlich) effektiven Gehalt einer landwirtschaftlich verwendbaren Chemikalie aufweisen. Das viskoelastische Fluid wird typischerweise mit den anderen Inhaltsstoffen der Formulierung in einer Menge kombiniert, welche die Anzahl (Größe) von Tröpfchen unter etwa 150 microns (d. h. die für Driftprobleme verantwortlichen Tropfen), wirksam reduziert.
  • Die nachfolgenden Beispiele werden zur Veranschaulichung der Herstellung und der Eigenschaften der wäßrigen viskoelastischen, auf Tensiden basierenden hydraulischen Fluide dargestellt und sollten nicht so ausgelegt werden, daß sie den Rahmen der Erfindung begrenzen, sofern es nicht anderweitig in den nachfolgenden Ansprüchen ausdrücklich angegeben ist. Sämtliche Prozentangaben, Konzentrationen, Verhältnisse, Teile etc. sind gewichtsbezogen, sofern es nicht anderweitig angemerkt ist oder aus dem Zusammenhang ihrer Verwendung ersichtlich ist.
  • Beispiele:
  • Beispiel 1:
  • Viskoelastische Tensidlösungen werden durch Zugabe von 5% Ammoniumchlorid und 3 bis 5% Dihydroxyethyltalgglycinat (Mirataine TM®) in Wasser hergestellt. Die Systeme wurden gerührt, bis sämtliche Tenside gelöst waren. Sämtliche Proben wurden mittels des Blasenrückstoßtestes (bubble recoil test) als viskoelastisch eingestuft. Die Rheologie der Lösung wurde mit einem ARES-Rheometer bei 25°C gemessen. Die Resultate werden nachfolgend in Tabelle 1 dargestellt.
  • Tabelle 1
    Figure 00190001
  • Beispiel 2:
  • In zu Beispiel 1 vergleichbarer Weise wurden 0,3% Phthalsäure und 2 bis 4% Dihydroxyethyltalgglycinat (Mirataine TM®) in Lösung gebracht. Sämtliche Proben wurden mittels des Blasenrückschlagtests als viskoelastisch eingestuft. Rheologische Messungen wurden gemäß der in Beispiel 1 beschriebenen Weise bei 25°C durchgeführt. Die Ergebnisse sind nachfolgend in Tabelle 2 gezeigt:
  • Tabelle 2
    Figure 00190002
  • Beispiel 3:
  • Die rheologischen Messungen wurden ebenso für höhere Temperaturen mittels FANN-Rheometer durchgeführt. Die Ergebnisse für 4% Dihydroxyethyltalgglycinat (Mirataine TM®) und 0,3% Phthalsäurelösung sind nachfolgend in Tabelle 3 aufgezeigt:
  • Tabelle 3
    Figure 00200001
  • Beispiel 4:
  • Die viskoelastischen Tensidlösungen werden durch Zugabe von 5% Dinatriumtalgiminodipropionat (Mirataine T2C®) und 2,25% Phthalsäure in Wasser hergestellt. Die Systeme wurden gerührt und auf 50°C erwärmt, bis die gesamte Phthalsäure gelöst war. Sämtliche Proben wurden mittels des Blasenrückschlagtests als viskoelastisch eingestuft. Die Rheologie wurde für die Viskosität und den dynamischen Modul G' (Speichermodul) und G'' (Verlustmodul) mittels eines SR-200-Rheometers bei 25°C und 50°C gemessen. Die Ergebnisse sind in den 1 und 2 dargestellt.
  • Beispiel 5:
  • In einer zu Beispiel 4 vergleichbaren Weise wurden 5% Dinatriumtalgiminodipropionat (Mirataine T2C®), 4% NH4Cl und 1,75 ~ 2,0% Phthalsäure in Wasser gemischt. Sämtliche Proben wurden mittels des Blasenrückstoßtests als viskoelastisch eingestuft. Rheologische Messungen wurden gemäß der in Beispiel 4 beschriebenen Weise bei 25°C durchgeführt. Die Ergebnisse sind in 3 gezeigt.
  • Beispiel 6:
  • Die viskoelastischen Tensidlösungen werden durch Zugabe von 4 bis 5% Oleamidopropylbetain (Mirataine BET-O®), 3% KCl und 0,5% Phthalsäure in Wasser hergestellt. Das System wurde gerührt bis die gesamte Phthalsäure gelöst war. Die Rheologie wurde in bezug auf die konstante Viskosität und den dynamischen Modul G'/G'' mittels ARES-Rheometer bei 25°C gemessen. Die Ergebnisse sind in 4 und 5 gezeigt.
  • Beispiel 7:
  • Eine viskoelastische Tensidlösung wird durch Mischen von 95,65 Teilen Wasser und 4 Teilen euricischem Amidopropylendimethylaminoxid und 0,35 Teilen Natriumoleylsulfat hergestellt. Der pH-Wert wird durch Zugabe von NaOH auf 8 eingestellt. Ihre Temperaturstabilität wird durch Messung ihrer Viskosität in cps (bei einem Schergrad von 100 sec–1) gemessen. Die Ergebnisse sind in Tabelle 4 gezeigt.
  • Beispiel 8:
  • Eine viskoelastische Tensidlösung wird durch Mischen von 95,50 Teilen Wasser, 4 Teilen euricischem Amidopropylendimethylaminoxid und 0,50 Teilen Natriumoleylsulfat hergestellt. Ihre Temperaturstabilität wird durch Messung ihrer Viskosität in cps (bei einer Scherrate von 100 sec–1) bestimmt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 4 gezeigt.
  • Tabelle 4
    Figure 00210001
  • Beispiel 9:
  • Eine viskoelastische Tensidlösung wird durch Mischen von 96,1 Teilen Wasser, 3,0 Teilen euricischem Amidopropylendimethylaminoxid und 0,9 Teilen Natriumbehenylsulfat hergestellt. Der pH-Wert wird durch Zugabe von NaOH auf 9 eingestellt. Ihre Temperaturstabilität wird durch Messung ihrer Viskosität in cps (bei einem Schergrad von 100 sec–1) bestimmt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 5 dargestellt.
  • Beispiel 10:
  • Eine viskoelastische Tensidlösung wird durch Zusammenmischen von 94,8 teilen Wasser, 4,0 Teilen euricischem Amidopropylendimethylaminoxid und 1,2 Teilen Natriumbehenylsulfat hergestellt. Der pH-Wert wird durch Zugabe von NaOH auf 9 eingestellt. Ihre Temperaturstabilität wird durch Messung ihrer Viskosität in cps (bei einem Schergrad von 100 sec–1) bestimmt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 5 dargestellt.
  • Tabelle 5
    Figure 00220001

Claims (36)

  1. Viskoelastisches Fluid (Flüssigkeit), umfassend (1) ein wäßriges Medium; (2) ein Tensid (oberflächenaktive Substanz), ausgewählt aus der Gruppe von amphoteren Tensiden, zwitterionischen Tensiden und deren Mischungen, wobei das Tensid den Hauptgewichtsanteil sämtlicher in dem Fluid vorhandener Tenside ausmacht; und (3) einen Bestandteil, ausgewählt aus der Gruppe von organischen Säuren, Salzen organischer Säuren, anorganischen Salzen und Kombinationen von einer oder mehreren organischen Säuren oder Salzen organischer Säuren mit einem oder mehreren anorganischen Salzen; wobei das Fluid viskoelastische Eigenschaften aufweist.
  2. Fluid nach Anspruch 1, wobei das Tensid ein zwitterionisches Tensid ist, das eine quaternäre hydrophile Ammoniumeinheit umfaßt.
  3. Fluid nach Anspruch 2, wobei die quaternäre Ammoniumeinheit des zwitterionischen Tensids kovalent an eine Alkyl- oder Hydroxyalkylgruppe gebunden ist.
  4. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Tensid eine hydrophile Carboxylateinheit umfaßt.
  5. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Tensid durch die Formel (I)
    Figure 00230001
    dargestellt wird, wobei R1 Alkyl, Alkenyl, Alkylarylalkylen, Alkenylarylalkylen, Alkylaminoalkylen, Alkenylaminoalkylen, Alkylamidoalkylen oder Alkenylamidoalkylen darstellt, wobei jede der Alkylgruppen etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatome enthält und verzweigt oder linear und gesättigt oder ungesättigt sein kann und wobei die Alkylengruppen etwa 1 bis etwa 6 Kohlenstoffatome enthalten, und R2 und R3 unabhängig voneinander aliphatische Ketten mit etwa 1 bis etwa 30 Kohlenstoffatomen sind; R4 ein Hydrocarbylrest mit einer Kettenlänge von etwa 1 bis etwa 4 ist.
  6. Fluid nach Anspruch 5, wobei die Alkylgruppen bzw. Alkylengruppen von R1 ausgewählt sind aus Alkylgruppen bzw. Alkylengruppen mit etwa 16 bis etwa 22 Kohlenstoffatomen.
  7. Fluid nach Anspruch 5, wobei R1 ausgewählt ist aus der Gruppe von Tetradecyl, Hexadecyl, Octadecenyl und Octadecyl.
  8. Fluid nach Anspruch 5 oder 6, wobei R1 eine von Talg-, Kokos-, Soja(bohnen)- oder Rapsöl abgeleitete Alkylgruppe ist.
  9. Fluid nach Anspruch 5, wobei R1 RCONHCH2CH2CH2- ist, wobei R eine Alkylgruppe mit etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise 16 bis 22 Kohlenstoffatomen, ist, die verzweigt oder linear sein kann und die gesättigt oder ungesättigt sein kann.
  10. Fluid nach einem der Ansprüche 5 bis 9, wobei R2 oder R3 unabhängig voneinander Alkyl, Alkenyl, Arylalkyl, Hydroxyalkyl, Carboxyallcyl oder Hydroxyalkylpolyoxyalkylen sind und jeweils etwa 1 bis etwa 10 Kohlenstoffatome besitzen.
  11. Fluid nach Anspruch 10, wobei R2 oder R3 unabhängig voneinander Methyl, Ethyl, Benzyl, Hydroxyethyl, Hydroxypropyl, Carboxymethyl oder Carboxyethyl sind.
  12. Fluid nach Anspruch 11, wobei R2 oder R3 unabhängig voneinander Methyl oder β-Hydroxyethyl sind.
  13. Fluid nach einem der Ansprüche 5 bis 12, wobei R4 Methylen oder Ethylen ist.
  14. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das zwitterionische Tensid ausgewählt ist aus der Gruppe von Dihydroxyethylglycinaten und Alkylamidopropylbetainen.
  15. Fluid nach Anspruch 14, wobei das zwitterionische Tensid ausgewählt ist aus der Gruppe von Dihydroxyethyltalgglycinatoleamidopropylbetain.
  16. Fluid nach Anspruch 1, wobei das zwitterionische Tensid ein Aminoxidtensid ist.
  17. Fluid nach Anspruch 16, wobei das Aminoxidtensid die Formel
    Figure 00250001
    aufweist, wobei R1 Alkyl, Alkenyl, Alkylarylalkylen, Alkenylarylalkylen, Alkylaminoalkylen, Alkenylaminoalkylen, Alkylamidoalkylen oder Alkenylamidoalkylen darstellt, wobei jede der Alkylgruppen etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatome enthält und verzweigt oder linear und gesättigt oder ungesättigt sein kann, und wobei die Alkylengruppen etwa 1 bis etwa 6 Kohlenstoffatome enthalten, und R2 und R3 unabhängig voneinander aliphatische Ketten mit etwa 1 bis etwa 30 Kohlenstoffatomen sind.
  18. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das zwitterionische Tensid 77 Gew.-% oder mehr, vorzugsweise 89 Gew.-% oder mehr, besonders bevorzugt 92 Gew.-% oder mehr, sämtlicher im Fluid vorhandener Tenside ausmacht.
  19. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei ein anionisches Tensid vorhanden ist, das ein Hydrophob mit mindestens 14 Kohlenstoffatomen enthält.
  20. Fluid nach Anspruch 19, wobei das anionische Tensid ein Alkylsulfat oder -sulfonat mit Alkalimetallgegenionen oder ein Alkylcarboxylat ist, wobei das Alkyl eine Gruppe darstellt, die etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatome, vorzugsweise etwa 16 bis etwa 22 Kohlenstoffatome, enthält, die verzweigt oder linear sein kann und die gesättigt oder ungesättigt sein kann.
  21. Fluid nach einem der Ansprüche 19 und 20, wobei das anionische Tensid mit 1,2 Gew.-% oder weniger, vorzugsweise mit 0,9 Gew.-% oder weniger, bezogen auf das Fluid, vorhanden ist.
  22. Fluid nach dem vorangehenden Anspruch, wobei das anionische Tensid mit 0,5 Gew.-% oder weniger, bezogen auf das Gewicht des Fluids, vorhanden ist.
  23. Fluid nach einem der Ansprüche 19 bis 22, wobei das Gewichtsverhältnis des zwitterionischen Tensids zum anionischen Tensid 3,3 : 1 und mehr, vorzugsweise 8 : 1 und mehr, besonders bevorzugt 11 : 1 und mehr, beträgt.
  24. Fluid nach einem der Ansprüche 19 bis 22, wobei das Gewichtsverhältnis des Aminoxidtensids zum anionischen Tensid von etwa 100 : 1 bis 50 : 50 reicht.
  25. Fluid nach Anspruch 1, wobei das Tensid ein amphoteres Tensid ist, dargestellt durch die Formel (VI)
    Figure 00260001
    wobei R1 Alkyl, Alkenyl, Alkylarylalkylen, Alkenylarylalkylen, Alkylaminoalkylen, Alkenylaminoalkylen, Alkylamidoalkylen oder Alkenylamido alkylen darstellt, wobei jede der Alkylgruppen etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatome enthält und verzweigt oder linear und gesättigt oder ungesättigt sein kann, und wobei die Alkylengruppen etwa 1 bis etwa 6 Kohlenstoffatome enthalten, und R2 ist ausgewählt aus der Gruppe von Alkyl, Alkenyl, Arylalkyl, Hydroxyalkyl, Carboxyalkyl oder Hydroxyalkylpolyoxyalkylen, wobei jedes etwa 1 bis etwa 10 Kohlenstoffatome aufweist, und R4 ein Hydrocarbylradikal mit einer Kettenlänge von etwa 1 bis etwa 4 ist.
  26. Fluid nach Anspruch 25, wobei R1 eine Alkylgruppe ist, die etwa 16 bis etwa 22 Kohlenstoffatome enthält.
  27. Fluid nach einem der Ansprüche 25 oder 26, wobei R1 RCONHCH2CH2CH2- ist, wobei R eine Alkylgruppe mit etwa 14 bis etwa 24 Kohlenstoffatomen ist, die verzweigt oder linear sein kann und die gesättigt oder ungesättigt sein kann.
  28. Fluid nach einem der Ansprüche 25 bis 27, wobei R2 oder R3 unabhängig voneinander Methyl, Ethyl, Benzyl, Hydroxyethyl, Hydroxypropyl, Carboxymethyl oder Carboxyethyl sind.
  29. Fluid nach einem der Ansprüche 25 bis 28, wobei R4 Methylen oder Ethylen ist.
  30. Fluid nach einem der Ansprüche 25 bis 29, wobei das Tensid ausgewählt ist aus amphoteren Dipropionaten, die von Imidazolin abgeleitet sind.
  31. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Bestandteil eine aromatische Einheit umfaßt, die ausgewählt ist aus der Gruppe von Sulfonsäure-, Sulfonat-, Carbonsäure- und Carboxylateinheiten.
  32. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die aromatische Einheit ausgewählt ist aus der Gruppe von Salicylationen, Phthalationen, Hydroxynaphthalincarboxylationen und deren Mischungen.
  33. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Bestandteil ein anorganisches Salz ist, das aus der Gruppe von wasserlöslichen Salzen ausgewählt ist.
  34. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Gehalt des Tensids etwa 0,5 Gew.-% bis etwa 10 Gew.-%, vorzugsweise etwa 0,5 Gew.-% bis etwa 8 Gew.-%, besonders bevorzugt etwa 0,5 Gew.-% bis etwa 6 Gew.-%, bezogen auf das Fluid, beträgt.
  35. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Bestandteil ein anorganisches Salz ist und in einer Menge von etwa 0,1 Gew.-% bis etwa 30 Gew.-%, bevorzugt etwa 0,1 Gew.-% bis etwa 8 Gew.-%, bezogen auf das Fluid, vorhanden ist.
  36. Fluid nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Bestandteil eine organische Säure oder deren Salz ist und in einer Menge von etwa 0,1 Gew.-% bis etwa 10 Gew.-%, vorzugsweise etwa 0,1 Gew.-% bis etwa 8 Gew.-%, bezogen auf das Fluid, vorhanden ist.
DE69817182.9T 1997-06-10 1998-06-09 Fluide mit viskos-elastischen tensiden und verfahren zu ihrer verwendung Expired - Lifetime DE69817182T3 (de)

Applications Claiming Priority (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US4904597P 1997-06-10 1997-06-10
US49045P 1997-06-10
US5445597P 1997-08-05 1997-08-05
US54455P 1997-08-05
EP98928993.9A EP0993334B2 (de) 1997-06-10 1998-06-09 Fluide mit viskos-elastischen tensiden und verfahren zu ihrer verwendung
PCT/US1998/012067 WO1998056497A1 (en) 1997-06-10 1998-06-09 Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same

Publications (3)

Publication Number Publication Date
DE69817182D1 DE69817182D1 (de) 2003-09-18
DE69817182T2 true DE69817182T2 (de) 2004-06-17
DE69817182T3 DE69817182T3 (de) 2016-05-12

Family

ID=26726820

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69817182.9T Expired - Lifetime DE69817182T3 (de) 1997-06-10 1998-06-09 Fluide mit viskos-elastischen tensiden und verfahren zu ihrer verwendung
DE69833233T Expired - Lifetime DE69833233D1 (de) 1997-06-10 1998-06-09 Verfahren zum Frakturieren unterirdischer Lagerstätten

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69833233T Expired - Lifetime DE69833233D1 (de) 1997-06-10 1998-06-09 Verfahren zum Frakturieren unterirdischer Lagerstätten

Country Status (13)

Country Link
US (10) US6258859B1 (de)
EP (1) EP0993334B2 (de)
CN (3) CN1263481A (de)
AT (2) ATE246957T1 (de)
AU (1) AU753011B2 (de)
BR (2) BR9816159B1 (de)
CA (1) CA2297185C (de)
DE (2) DE69817182T3 (de)
DK (1) DK0993334T4 (de)
ID (1) ID27732A (de)
NO (3) NO339836B1 (de)
RU (2) RU2198906C2 (de)
WO (1) WO1998056497A1 (de)

Families Citing this family (439)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6435277B1 (en) 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US7060661B2 (en) * 1997-12-19 2006-06-13 Akzo Nobel N.V. Acid thickeners and uses thereof
US6239183B1 (en) * 1997-12-19 2001-05-29 Akzo Nobel Nv Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor
US6140277A (en) 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
CA2257699C (en) 1998-12-31 2003-07-22 Fracmaster Ltd. Fluids for fracturing subterranean formations
CA2257697C (en) 1998-12-31 2003-05-20 Fracmaster Ltd. Foam-fluid for fracturing subterranean formations
US7608640B2 (en) 1999-03-02 2009-10-27 Jallal Messadek Glycine betaine and its use
US6509301B1 (en) 1999-08-26 2003-01-21 Daniel Patrick Vollmer Well treatment fluids and methods for the use thereof
US6432885B1 (en) 1999-08-26 2002-08-13 Osca, Inc. Well treatment fluids and methods for the use thereof
US7220709B1 (en) 1999-08-26 2007-05-22 Bj Services Company Process of diverting stimulation fluids
DK1212385T3 (en) * 1999-09-07 2016-04-04 Akzo Nobel Surface Chem Quaternary ammonium salts as thickeners for aqueous systems
US7358215B1 (en) 1999-09-07 2008-04-15 Akzo Nobel Surface Chemistry Llc Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems
US6399546B1 (en) 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US6875728B2 (en) * 1999-12-29 2005-04-05 Bj Services Company Canada Method for fracturing subterranean formations
US6767869B2 (en) 2000-02-29 2004-07-27 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
WO2001077487A2 (en) * 2000-04-05 2001-10-18 Sofitech N.V. Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
MXPA03001195A (es) 2000-08-07 2004-05-17 Sofitech Nv Fluido de tratamiento de sondeo viscoelastico.
GB2365464B (en) 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver fluid
CA2315544A1 (en) * 2000-08-08 2002-02-08 Alan K. Olson Fracturing method using aqueous or acid based fluids
US6635613B1 (en) 2000-09-19 2003-10-21 Trojan Technologies, Inc. Urea phosphate cleaning formulation and method of cleaning a surface
US6762154B2 (en) * 2000-09-21 2004-07-13 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations
US8785355B2 (en) 2001-02-13 2014-07-22 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic compositions
GB2408506B (en) * 2003-11-29 2007-06-13 Schlumberger Holdings Anionic viscoelastic surfactant
GB2372058B (en) 2001-02-13 2004-01-28 Schlumberger Holdings Viscoelastic compositions
GB2372518B (en) * 2001-02-21 2003-04-16 Schlumberger Holdings Powder composition
US6605570B2 (en) 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
US6908888B2 (en) 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7084095B2 (en) 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
WO2002084075A1 (en) * 2001-04-10 2002-10-24 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
US7326670B2 (en) * 2001-04-10 2008-02-05 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
FI112799B (fi) * 2001-05-09 2004-01-15 Fortum Oyj Trimetyyliglysiiniä käsittävän vesiliuoksen käyttö hydrauliikkanesteenä
EP1266875A3 (de) 2001-06-15 2009-10-21 Kao Corporation Rheologiemodifiziermittel für Aufschlämmungen
US6828280B2 (en) * 2001-08-14 2004-12-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for stimulating hydrocarbon production
US6938693B2 (en) * 2001-10-31 2005-09-06 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling screenouts
US20030073606A1 (en) * 2001-10-17 2003-04-17 Diversey Lever, Inc. Cleaning composition and method for using the same
US7148185B2 (en) * 2001-12-03 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentration and methods of using same
MXPA04005049A (es) * 2001-12-03 2004-08-19 Schlumberger Technology Bv Fluido de perforacion de control de perdida de fluido que no causa dano y metodo para el uso de la misma.
US20030114315A1 (en) * 2001-12-12 2003-06-19 Clearwater, Inc. Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery
US7183239B2 (en) * 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
EP1728843B1 (de) 2001-12-12 2009-04-08 Clearwater International, L.L.C Reibungsreduzierende Zusammensetzung und zugehöriges Verfahren
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7119050B2 (en) * 2001-12-21 2006-10-10 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
JP2005515215A (ja) 2001-12-21 2005-05-26 ローディア インコーポレイティド 成分を懸濁させるための安定な界面活性剤組成物
GB2383355A (en) * 2001-12-22 2003-06-25 Schlumberger Holdings An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant
BE1015608A6 (fr) 2003-07-15 2005-06-07 Messadek Jallal Traitement des arterites.
US6729408B2 (en) * 2002-04-05 2004-05-04 Schlumberger Technology Corp. Fracturing fluid and method of use
AU2003240679A1 (en) * 2002-05-21 2003-12-02 Sofitech N.V. Hydraulic fracturing method
WO2003097995A1 (en) * 2002-05-21 2003-11-27 Sofitech N.V. Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentration and methods of using same
EP1520086A1 (de) * 2002-07-09 2005-04-06 Services Pétroliers Schlumberger Flexibler behälter mit zugangsport verfahren zum herstellen eines behälters und schweisswerkzeug
US6776235B1 (en) 2002-07-23 2004-08-17 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method
US7066260B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
US7677311B2 (en) * 2002-08-26 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield treatments
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US6903054B2 (en) * 2002-08-30 2005-06-07 Schlumberger Technology Corporation Reservoir treatment fluids
US7053127B1 (en) 2002-09-16 2006-05-30 Nalco Company Quaternized amido cyclic amine surfactant
US20060233877A1 (en) * 2002-11-25 2006-10-19 Jallal Messadek Betaine compositions
US7402549B2 (en) * 2004-01-21 2008-07-22 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7387987B2 (en) * 2002-12-19 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation Rheology modifiers
US7378378B2 (en) * 2002-12-19 2008-05-27 Schlumberger Technology Corporation Rheology enhancers
US7345012B2 (en) * 2004-12-15 2008-03-18 Schlumberger Technology Corporation Foamed viscoelastic surfactants
US7320952B2 (en) * 2004-01-21 2008-01-22 Schlumberger Technology Corporation Additive for viscoelastic fluid
US7387986B2 (en) * 2004-01-21 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US6964940B1 (en) 2003-01-08 2005-11-15 Nalco Energy Services, L.P. Method of preparing quaternized amidoamine surfactants
EP1604092B1 (de) * 2003-02-26 2017-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Verfahren zum bohren und fertigstellen von bohrlöchern
US20040177957A1 (en) * 2003-03-10 2004-09-16 Kalfayan Leonard J. Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same
US6986392B2 (en) * 2003-03-25 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same
US7125825B2 (en) 2003-04-25 2006-10-24 Tomah Products, Inc. Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use
US20050003965A1 (en) * 2003-07-01 2005-01-06 Zhijun Xiao Hydraulic fracturing method
US7303018B2 (en) 2003-07-22 2007-12-04 Bj Services Company Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid
US7148184B2 (en) * 2003-07-22 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting foamed system
US6883608B2 (en) * 2003-08-06 2005-04-26 Schlumberger Technology Corporation Gravel packing method
DE10343730A1 (de) * 2003-09-22 2005-04-21 Clariant Gmbh Hochkonzentrierte wässrige Lösung amphoterer Tenside
AU2003273938A1 (en) * 2003-10-01 2005-05-11 Sofitech N.V. Improved fracturing fluid and method of use
US7318475B2 (en) * 2003-11-14 2008-01-15 Schlumberger Technology Corporation Matrix acidizing high permeability contrast formations
US7291651B2 (en) * 2003-12-05 2007-11-06 Schlumberger Technology Corporation Carbon dioxide foamed fluids
US7341107B2 (en) * 2003-12-11 2008-03-11 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic acid
US7073588B2 (en) * 2004-02-27 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Esterquat acidic subterranean treatment fluids and methods of using esterquats acidic subterranean treatment fluids
US7373977B1 (en) * 2004-03-29 2008-05-20 Oil Chem Technologies Process for oil recovery employing surfactant gels
US7521400B2 (en) * 2004-04-16 2009-04-21 Schlumberger Technology Corporation Gelled oil with surfactant
US7534745B2 (en) * 2004-05-05 2009-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture
US7703531B2 (en) * 2004-05-13 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments
US8226830B2 (en) 2008-04-29 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Wastewater purification with nanoparticle-treated bed
US8567502B2 (en) * 2004-05-13 2013-10-29 Baker Hughes Incorporated Filtration of dangerous or undesirable contaminants
US9540562B2 (en) 2004-05-13 2017-01-10 Baker Hughes Incorporated Dual-function nano-sized particles
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles for downhole formation treatments
EP1766185B1 (de) 2004-05-13 2009-10-21 Baker Hughes Incorporated Systemstabilisatoren und leistungsverbesserer für mit viskoelastischen tensiden gellierte wässrige fluide
US8278252B2 (en) * 2004-05-13 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US9556376B2 (en) * 2004-05-13 2017-01-31 Baker Hughes Incorporated Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids
US20060019836A1 (en) 2004-06-02 2006-01-26 Fang Li Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid
US7772164B2 (en) 2004-06-02 2010-08-10 Rhodia, Inc. Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid
US7879767B2 (en) * 2004-06-03 2011-02-01 Baker Hughes Incorporated Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7244698B2 (en) * 2004-07-30 2007-07-17 Nalco Company Viscoelastic surfactant composition having improved rheological properties and method of using for treating subterranean formations
US20060065396A1 (en) * 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use
US7275596B2 (en) 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7775278B2 (en) * 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7350572B2 (en) * 2004-09-01 2008-04-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling fluid loss
US7244694B2 (en) * 2004-09-02 2007-07-17 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses
US7290615B2 (en) * 2004-09-17 2007-11-06 Schlumberger Technology Corporation Fluid having recyclable viscosity
CN1313563C (zh) * 2004-09-23 2007-05-02 中国石油天然气股份有限公司 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法
US20060084579A1 (en) * 2004-10-15 2006-04-20 Berger Paul D Viscoelastic surfactant mixtures
US7237608B2 (en) * 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
WO2006050581A2 (en) 2004-11-10 2006-05-18 Jallal Messadek Betaine as agent against arthropod - or mosquito -borne diseases
US7279446B2 (en) 2004-11-15 2007-10-09 Rhodia Inc. Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance
US7380602B2 (en) * 2004-11-18 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Composition and method for treating a subterranean formation
US7341980B2 (en) * 2004-11-22 2008-03-11 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7268100B2 (en) 2004-11-29 2007-09-11 Clearwater International, Llc Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same
US7923419B2 (en) * 2004-12-17 2011-04-12 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for thermal insulation
PT1835808E (pt) * 2004-12-30 2014-02-11 Rhodia Chimie Sa Composição herbicida compreendendo um sal de glifosato e uma betaína
US7833949B2 (en) * 2005-01-24 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US20080026957A1 (en) * 2005-01-24 2008-01-31 Gurmen M N Treatment and Production of Subterranean Formations with Heteropolysaccharides
US7494957B2 (en) 2005-01-24 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Energized fluids and methods of use thereof
US8367589B2 (en) * 2005-01-24 2013-02-05 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US7781380B2 (en) * 2005-01-24 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids
US20060183646A1 (en) * 2005-02-15 2006-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US7159659B2 (en) * 2005-02-15 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods
US7299874B2 (en) * 2005-02-15 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US7303019B2 (en) * 2005-02-15 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods
US8563481B2 (en) 2005-02-25 2013-10-22 Clearwater International Llc Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same
CN101180073A (zh) 2005-04-27 2008-05-14 贾拉尔·梅萨德克 胰岛素组合
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
US7484564B2 (en) * 2005-08-16 2009-02-03 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US20070042913A1 (en) * 2005-08-17 2007-02-22 Hutchins Richard D Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof
US20070039732A1 (en) * 2005-08-18 2007-02-22 Bj Services Company Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention
US7261160B2 (en) * 2005-09-13 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US20070060482A1 (en) * 2005-09-13 2007-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US7287593B2 (en) 2005-10-21 2007-10-30 Schlumberger Technology Corporation Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers
WO2007059107A2 (en) 2005-11-14 2007-05-24 Rhodia Inc. Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions
ES2430994T3 (es) 2005-11-14 2013-11-22 Stepan Company Composiciones de éteres de hidratos de carbono catiónicos viscoelásticas
US7461694B2 (en) 2005-11-16 2008-12-09 Rhodia Inc. Methods for recovering oil from an oil reservoir
US7497263B2 (en) 2005-11-22 2009-03-03 Schlumberger Technology Corporation Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids
US9034806B2 (en) * 2005-12-05 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7588085B2 (en) 2005-12-07 2009-09-15 Schlumberger Technology Corporation Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing
US20070125542A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Akzo Nobel N.V. High temperature gellant in low and high density brines
US9334713B2 (en) 2005-12-09 2016-05-10 Ronald van Petegem Produced sand gravel pack process
US8946130B2 (en) 2005-12-09 2015-02-03 Clearwater International Llc Methods for increase gas production and load recovery
US8871694B2 (en) 2005-12-09 2014-10-28 Sarkis R. Kakadjian Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation
US8950493B2 (en) 2005-12-09 2015-02-10 Weatherford Technology Holding LLC Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control
US7776796B2 (en) * 2006-03-20 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Methods of treating wellbores with recyclable fluids
US7691789B2 (en) * 2006-03-31 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Self-cleaning well control fluid
WO2007121056A1 (en) * 2006-04-11 2007-10-25 Baker Hughes Incorporated Use of glycols and polyols to stabilize viscoelastic surfactant gelled fluids
US20070244204A1 (en) * 2006-04-13 2007-10-18 Evelyne Prat Rheology enhancers in non-oilfield applications
US7934556B2 (en) 2006-06-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation using diversion
US7798224B2 (en) * 2006-07-03 2010-09-21 Schlumberger Technology Corporation Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing
US7708069B2 (en) * 2006-07-25 2010-05-04 Superior Energy Services, L.L.C. Method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells
US7543646B2 (en) * 2006-07-31 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids
US7543644B2 (en) * 2006-07-31 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Concentrated suspension of particulate additives for fracturing and other fluids
US8567503B2 (en) * 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US9120964B2 (en) 2006-08-04 2015-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof
US9127194B2 (en) 2006-08-04 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof
US9027647B2 (en) 2006-08-04 2015-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof
US8567504B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US7741252B2 (en) * 2006-08-07 2010-06-22 Schlumberger Technology Corporation Surfactants not toxic to bacteria
US7989402B2 (en) * 2006-09-14 2011-08-02 Elementis Specialties, Inc. Functionalized clay compositions for aqueous based drilling fluids
US7287590B1 (en) 2006-09-18 2007-10-30 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield fluids
US8067342B2 (en) * 2006-09-18 2011-11-29 Schlumberger Technology Corporation Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids
US7635028B2 (en) * 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7879770B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-01 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7998909B2 (en) * 2006-09-28 2011-08-16 Schlumberger Technology Corporation Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof
US9157022B2 (en) * 2006-09-29 2015-10-13 Baker Hughes Incorporated Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers
WO2008066611A2 (en) 2006-10-16 2008-06-05 Rhodia Inc. Agricultural adjuvant compositions. pesticide compositions. and methods for using such compositions
US8008236B2 (en) 2006-10-27 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods
US8012914B2 (en) * 2006-10-27 2011-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods
US7661476B2 (en) * 2006-11-15 2010-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Gravel packing methods
US8163826B2 (en) 2006-11-21 2012-04-24 Schlumberger Technology Corporation Polymeric acid precursor compositions and methods
CA2611803C (en) * 2006-11-22 2013-03-19 Bj Services Company Well treatment fluid containing viscoelastic surfactant and viscosification activator
US7507693B2 (en) 2006-12-07 2009-03-24 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same
US7915204B2 (en) * 2006-12-12 2011-03-29 Rhodia Operations Scale squeeze treatment systems and methods
US7727935B2 (en) * 2006-12-29 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids
US7718584B2 (en) 2006-12-29 2010-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids
US8815785B2 (en) * 2006-12-29 2014-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Utilization of surfactant as conformance materials
US7997342B2 (en) * 2006-12-29 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels
US7939471B2 (en) * 2006-12-29 2011-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels
US8220548B2 (en) * 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US20080169103A1 (en) * 2007-01-12 2008-07-17 Carbajal David L Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods
US8412500B2 (en) 2007-01-29 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation
US9135475B2 (en) 2007-01-29 2015-09-15 Sclumberger Technology Corporation System and method for performing downhole stimulation operations
US9556720B2 (en) 2007-01-29 2017-01-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for performing downhole stimulation operations
US7699106B2 (en) * 2007-02-13 2010-04-20 Bj Services Company Method for reducing fluid loss during hydraulic fracturing or sand control treatment
GB2446801B (en) * 2007-02-23 2011-06-29 Schlumberger Holdings Wellbore treatment fluid
FR2913351B1 (fr) * 2007-03-08 2010-11-26 Rhodia Recherches Et Tech Utilisation d'une betaine a titre d'agent de reduction du drainage de la mousse
FR2913350B1 (fr) * 2007-03-08 2010-05-21 Rhodia Recherches & Tech Utilisation d'une betaine a titre d'agent moussant et d'agent de reduction du drainage de la mousse
US7875575B2 (en) * 2007-04-09 2011-01-25 Baker Hughes Incorporated Compositions and methods for water and gas shut-off in subterranean wells with VES fluids
US8616284B2 (en) 2007-03-21 2013-12-31 Baker Hughes Incorporated Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture
US8695708B2 (en) * 2007-03-26 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation with degradable material
US20080236832A1 (en) * 2007-03-26 2008-10-02 Diankui Fu Method for Treating Subterranean Formation
FR2914647B1 (fr) * 2007-04-05 2011-10-21 Rhodia Recherches Et Tech Copolymere comprenant des unites betainiques et des unites hydrophobes et/ou amphiphiles,procede de preparation,et utilisations.
US8383865B2 (en) * 2007-04-17 2013-02-26 Codman & Shurtleff, Inc. Curcumin derivatives
WO2008131059A2 (en) 2007-04-17 2008-10-30 Codman & Shurtleff, Inc. Intranasally administering curcumin in a bolus of helium gas to treat alzheimer's disease
US7942201B2 (en) 2007-05-11 2011-05-17 Clearwater International, Llc Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids
US7786050B2 (en) * 2007-05-11 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with ionic polymer gels
US8697610B2 (en) 2007-05-11 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with complexed metal crosslinkers
US8413721B2 (en) * 2007-05-22 2013-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Viscosified fluids for remediating subterranean damage
US9145510B2 (en) 2007-05-30 2015-09-29 Baker Hughes Incorporated Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids
US8728989B2 (en) 2007-06-19 2014-05-20 Clearwater International Oil based concentrated slurries and methods for making and using same
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
US7431089B1 (en) 2007-06-25 2008-10-07 Schlumberger Technology Corporation Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US20120111563A1 (en) 2010-11-08 2012-05-10 Carlos Abad Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US20120305254A1 (en) 2011-06-06 2012-12-06 Yiyan Chen Methods to improve stability of high solid content fluid
US8020617B2 (en) * 2007-09-11 2011-09-20 Schlumberger Technology Corporation Well treatment to inhibit fines migration
US7678745B2 (en) 2007-09-24 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction
US8361936B2 (en) * 2007-09-28 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method
US20090105097A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Carlos Abad Degradable Friction Reducer
US7789160B2 (en) 2007-10-31 2010-09-07 Rhodia Inc. Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants
EP2205826A4 (de) * 2007-10-31 2011-06-29 Rhodia Hinzufügung eines zwitterionischen tensids zu einem wasserlöslichen polymer zur erhöhung der stabilität von polymeren in wässrigen lösungen mit salzen und/oder tensiden
CN101932236A (zh) * 2007-11-07 2010-12-29 罗地亚管理公司 包含氨基磷酸盐或氨基膦酸盐和粘度降低剂的除草组合物
US7857055B2 (en) * 2007-12-07 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation High temperature fracturing fluids and method of use
US7712532B2 (en) * 2007-12-18 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Energized fluids and pressure manipulation for subsurface applications
EP2085448A1 (de) 2007-12-28 2009-08-05 Services Pétroliers Schlumberger Viskoelastische Tensid-Spacerflüssigkeiten
EA020211B1 (ru) * 2008-01-10 2014-09-30 Эм-Ай Эл.Эл.Си. Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения
CA2652489C (en) * 2008-02-04 2014-06-03 Sanjel Corporation Low residue fluid fracturing system and method of use
US7745670B2 (en) * 2008-06-27 2010-06-29 Codman & Shurtleff, Inc. Curcumin-Resveratrol hybrid molecule
CA2716186C (en) * 2008-02-27 2014-09-16 Schlumberger Canada Limited Slip-layer fluid placement
US8802601B2 (en) * 2008-03-11 2014-08-12 Schlumberger Technology Corporation Method of treating sandstone formations with reduced precipitation of silica
US20090247430A1 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Diankui Fu Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids
US8936085B2 (en) 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
US9212535B2 (en) * 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
FR2930260B1 (fr) * 2008-04-22 2010-04-23 Rhodia Operations Composition viscoelastique a stabilite amelioree
US8895483B2 (en) * 2008-05-05 2014-11-25 Schlumberger Technology Corporation Disproportionate permeability reduction using a viscoelastic surfactant
US8853135B2 (en) * 2008-05-07 2014-10-07 Schlumberger Technology Corporation Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers
US20090305914A1 (en) * 2008-05-07 2009-12-10 Leiming Li Phosphorus-Free Gelled Hydrocarbon Compositions and Method for Use Thereof
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7985776B2 (en) 2008-06-27 2011-07-26 Codman & Shurtleff, Inc. Iontophoretic delivery of curcumin and curcumin analogs for the treatment of Alzheimer's Disease
WO2010001323A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
US8322419B2 (en) * 2008-07-25 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids
US20100326658A1 (en) 2009-06-25 2010-12-30 Arthur Milne Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids
US7935661B2 (en) * 2008-07-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids
US8316939B2 (en) * 2008-08-20 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids
US8658574B2 (en) * 2008-08-29 2014-02-25 Schlumberger Technology Corporation Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US9909404B2 (en) 2008-10-08 2018-03-06 The Lubrizol Corporation Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations
US9945220B2 (en) 2008-10-08 2018-04-17 The Lubrizol Corporation Methods and system for creating high conductivity fractures
US8322420B2 (en) * 2008-10-20 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Toe-to-heel gravel packing methods
US7932214B2 (en) 2008-11-14 2011-04-26 Clearwater International, Llc Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
US8016040B2 (en) * 2008-11-26 2011-09-13 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control
US8276667B2 (en) * 2008-12-03 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Delayed breaking of well treatment fluids
US9102855B2 (en) 2008-12-18 2015-08-11 Schlumberger Technology Corporation Removal of crystallinity in guar based materials and related methods of hydration and subterranean applications
US8579029B2 (en) 2008-12-31 2013-11-12 Schlumberger Technology Corporation System, method and treatment fluid for controlling fines migration
CN101481608B (zh) * 2009-01-19 2011-08-10 中国石油大学(华东) 清洁压裂液及其应用
US7723515B1 (en) * 2009-01-26 2010-05-25 Codman & Shurtleff, Inc. Methylene blue—curcumin analog for the treatment of alzheimer's disease
US20100286585A1 (en) * 2009-01-26 2010-11-11 Codman & Shurtleff, Inc. Shunt Delivery of Curcumin
FR2943353B1 (fr) * 2009-03-19 2011-03-11 Rhodia Operations Composition viscoelastique a viscosite amelioree
US20100243242A1 (en) * 2009-03-27 2010-09-30 Boney Curtis L Method for completing tight oil and gas reservoirs
US9328285B2 (en) 2009-04-02 2016-05-03 Weatherford Technology Holdings, Llc Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling
US9315712B2 (en) * 2009-04-07 2016-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactants and methods of making and using same
US9121674B2 (en) 2009-05-13 2015-09-01 Milmark Technologies, Inc. Armor
US20100323932A1 (en) 2009-06-17 2010-12-23 Oscar Bustos Methods for treating a well or the like
US8247355B2 (en) * 2009-06-25 2012-08-21 Schlumberger Technology Corporation Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids
US8748344B2 (en) * 2009-07-14 2014-06-10 Rhodia Operations Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions
US20110017457A1 (en) * 2009-07-21 2011-01-27 Samuel Mathew M Environmental compositions and methods for well treatment
US20110021386A1 (en) 2009-07-27 2011-01-27 Ali Syed A Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition
US8567499B2 (en) * 2009-08-04 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids and their associated methods of use
US8186433B2 (en) * 2009-08-07 2012-05-29 Baker Hughes Incorporated Methods of gravel packing long interval wells
US9103200B2 (en) 2009-08-26 2015-08-11 Schlumberger Technology Corporation Rate induced diversion for multi-stage stimulation
US8258078B2 (en) * 2009-08-27 2012-09-04 Eastman Kodak Company Image receiver elements
US20110198089A1 (en) * 2009-08-31 2011-08-18 Panga Mohan K R Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid
US8813845B2 (en) * 2009-08-31 2014-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use
US8881820B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks
CA2772215C (en) * 2009-09-01 2017-05-23 Rhodia Operations Polymer compositions
RU2536912C2 (ru) * 2009-09-16 2014-12-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ обработки подземного пласта разлагаемым веществом
FR2950355B1 (fr) 2009-09-23 2011-10-21 Rhodia Operations Methode de recuperation assistee des hydrocarbures dans des reservoirs fractures
MY158469A (en) * 2009-10-21 2016-10-14 Stepan Co Viscous liquid cleansing compositions comprising sulfonated fatty acids, esters, or salts thereof and betaines or sultaines
US8342094B2 (en) 2009-10-22 2013-01-01 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable material application in perforating
US8240379B2 (en) 2009-10-28 2012-08-14 Schlumberger Technology Corporation Shear-activated viscoelastic surfactant fluid and method
US20110105369A1 (en) * 2009-10-30 2011-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids containing a viscoelastic surfactant and a cross-linking agent comprising a water-soluble transition metal complex
US8653011B2 (en) 2009-11-12 2014-02-18 Schlumberger Technology Corporation Gelled hydrocarbon system and method with dual-function viscosifier/breaker additive
US8196662B2 (en) * 2009-11-17 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Surfactant based viscoelastic fluids and methods of using the same
CN101701148B (zh) * 2009-11-17 2012-05-30 中国石油天然气股份有限公司 一种油井清垢防垢剂
US8895481B2 (en) * 2009-12-21 2014-11-25 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant acid treatment
US8207096B2 (en) * 2009-12-30 2012-06-26 Halliburton Energy Services Inc. Compressible packer fluids and methods of making and using same
US8215397B2 (en) * 2009-12-30 2012-07-10 Schlumberger Technology Corporation System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid
CA2785955C (en) 2009-12-30 2015-04-21 Schlumberger Canada Limited A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications
US8347960B2 (en) * 2010-01-25 2013-01-08 Water Tectonics, Inc. Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing
US20110186293A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Gurmen M Nihat Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications
RU2559441C2 (ru) 2010-02-12 2015-08-10 Родиа Операсьон Композиции модификатора реологии и способы их использования
US20110237470A1 (en) * 2010-03-29 2011-09-29 Leiming Li Method to decrease viscosity of gelled oil
US9447657B2 (en) 2010-03-30 2016-09-20 The Lubrizol Corporation System and method for scale inhibition
US8835364B2 (en) 2010-04-12 2014-09-16 Clearwater International, Llc Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
CN101812290A (zh) * 2010-05-11 2010-08-25 陕西科技大学 一种酸性清洁压裂液及其制备方法
US8517100B2 (en) 2010-05-12 2013-08-27 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing
CA2799551C (en) 2010-05-17 2017-06-27 Schlumberger Canada Limited Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments
US8430165B2 (en) 2010-05-19 2013-04-30 Baker Hughes Incorporated Increasing the viscosity of viscoelastic fluids
US9022112B2 (en) 2010-05-20 2015-05-05 Schlumberger Technology Corporation Chelant based system and polylactide resin for acid diversion
US8899328B2 (en) 2010-05-20 2014-12-02 Clearwater International Llc Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same
US8772206B2 (en) 2010-05-21 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Treatment fluids made of halogenisocyanuric acid and its salts for operations in a well
US8148303B2 (en) 2010-06-30 2012-04-03 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant additives used to retain producibility while drilling
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8418761B2 (en) 2010-07-29 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Stimuli-responsive high viscosity pill
EP2603075B1 (de) 2010-08-10 2017-07-12 Rhodia Operations Landwirtschaftliche pestizidzusammensetzungen
US8846585B2 (en) 2010-09-17 2014-09-30 Clearwater International, Llc Defoamer formulation and methods for making and using same
US9085724B2 (en) 2010-09-17 2015-07-21 Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same
US20160257872A9 (en) 2010-09-17 2016-09-08 Schlumberger Technology Corporation Solid state dispersion
US8524639B2 (en) 2010-09-17 2013-09-03 Clearwater International Llc Complementary surfactant compositions and methods for making and using same
US8453741B2 (en) 2010-09-23 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids
US9062241B2 (en) 2010-09-28 2015-06-23 Clearwater International Llc Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids
US9587165B2 (en) * 2010-10-18 2017-03-07 Saudi Arabian Oil Company Non-damaging bimodal stimulation composition and method of use thereof
CA2815077A1 (en) 2010-10-20 2012-04-26 Schlumberger Canada Limited Degradable latex and method
US8613314B2 (en) 2010-11-08 2013-12-24 Schlumberger Technology Corporation Methods to enhance the productivity of a well
US20130228336A1 (en) * 2010-11-12 2013-09-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for Servicing Subterranean Wells
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US20120138294A1 (en) 2010-11-30 2012-06-07 Sullivan Philip F Interpolymer crosslinked gel and method of using
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9062242B2 (en) 2011-03-09 2015-06-23 Schlumberger Technology Corporation Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid
US9371479B2 (en) 2011-03-16 2016-06-21 Schlumberger Technology Corporation Controlled release biocides in oilfield applications
US9051509B2 (en) 2011-03-31 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use
US8881823B2 (en) 2011-05-03 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods
US8905133B2 (en) 2011-05-11 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
US10808497B2 (en) 2011-05-11 2020-10-20 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
US8985206B2 (en) 2011-05-13 2015-03-24 Rhodia Operations Enhanced foam stability applications and methods
GB201108912D0 (en) * 2011-05-27 2011-07-13 Reckitt Benckiser Nv Composition
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9140107B2 (en) 2011-07-08 2015-09-22 Schlumberger Technology Corporation Downhole polymer foam applications
US9574437B2 (en) * 2011-07-29 2017-02-21 Baker Hughes Incorporated Viscometer for downhole use
US9027641B2 (en) 2011-08-05 2015-05-12 Schlumberger Technology Corporation Method of fracturing multiple zones within a well using propellant pre-fracturing
US9121272B2 (en) 2011-08-05 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Method of fracturing multiple zones within a well
US8944164B2 (en) 2011-09-28 2015-02-03 Clearwater International Llc Aggregating reagents and methods for making and using same
US9169431B2 (en) * 2011-10-10 2015-10-27 Baker Hughes Incorporated Method to complex metals in aqueous treating fluids for VES-gelled fluids
US20130123150A1 (en) 2011-11-11 2013-05-16 Baker Hughes Incorporated Metallic particle induced saponification of fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US9267070B2 (en) 2011-11-18 2016-02-23 Baker Hughes Incorporated Mono- and polyenoic acid and metal particle mixtures for breaking VES-gelled fluids
CN102504797B (zh) * 2011-11-22 2013-05-08 西安石油大学 一种多功能清洁压裂液
RU2690173C2 (ru) * 2011-12-21 2019-05-31 Родиа Оперейшнс Аддукты аминов, их производные, способы получения данных аддуктов и производных и способы применения данных аддуктов и производных
EP2809740B1 (de) 2012-02-05 2019-08-28 Tucc Technology LLC Verwendung von erdmetallperoxid-fluidisierte zusammensetzungen
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9334716B2 (en) 2012-04-12 2016-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof
US10190032B2 (en) 2012-06-21 2019-01-29 M-I L.L.C. Viscoelastic surfactants in mixed brines
CA2876310A1 (en) * 2012-06-21 2013-12-27 M-I L.L.C. Delayed enhancement or breaking of viscosity for viscoelastic surfactant containing wellbore fluids
US9512347B2 (en) 2012-06-29 2016-12-06 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
US9169432B2 (en) 2012-06-29 2015-10-27 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
US9499733B2 (en) 2012-06-29 2016-11-22 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method
US8863842B2 (en) * 2012-08-27 2014-10-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for propping fractures using proppant-laden aggregates and shear-thickening fluids
US10240436B2 (en) 2012-09-20 2019-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation
WO2014052238A1 (en) 2012-09-25 2014-04-03 Weatherford/Lamb, Inc. High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same
US20140090833A1 (en) * 2012-09-28 2014-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for Treating Wellbore and Wellbore Operation Fluids
CN102851019B (zh) * 2012-10-15 2015-10-28 成都理工大学 一种阳离子型粘弹性表面活性剂压裂液的制备方法
US9803130B2 (en) 2012-10-25 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of activating enzyme breakers
EP2727991A1 (de) 2012-10-30 2014-05-07 The Procter & Gamble Company Flüssige Handgeschirrspül-, Reinigungs- und Desinfektionsmittel
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9157049B2 (en) 2012-11-28 2015-10-13 Ecolab Usa Inc. Viscoelastic surfactant based cleaning compositions
EP2925848B1 (de) 2012-11-28 2019-06-05 Ecolab USA Inc. Schaumstoffstabilisierung mit polyethylenimin-ethoxylaten
US9029313B2 (en) 2012-11-28 2015-05-12 Ecolab Usa Inc. Acidic viscoelastic surfactant based cleaning compositions comprising glutamic acid diacetate
RU2520014C1 (ru) * 2012-11-30 2014-06-20 Александр Владимирович Олейник Электронный клавишный музыкальный инструмент "махавокс"
US9133700B2 (en) * 2012-11-30 2015-09-15 General Electric Company CO2 fracturing system and method of use
CN103865511B (zh) * 2012-12-11 2015-07-08 中国石油天然气股份有限公司 粘弹性表面活性剂压裂液及其制备方法与应用
TR201802288T4 (tr) * 2013-01-21 2018-03-21 Procter & Gamble Deterjan.
EP2757145B2 (de) 2013-01-21 2024-02-07 The Procter & Gamble Company Reinigungsmittel
US10017715B2 (en) * 2013-02-15 2018-07-10 Rhodia Operations Fabric softener
US10435308B2 (en) 2013-03-08 2019-10-08 Ecolab Usa Inc. Enhanced foam fractionation of oil phase from aqueous/oil mixed phase via increased viscoelasticity
US8759277B1 (en) 2013-03-08 2014-06-24 Ecolab Usa Inc. Foam stabilization and oily soil removal with associative thickeners
US10773973B2 (en) 2013-03-08 2020-09-15 Ecolab Usa Inc. Enhanced foam removal of total suspended solids and multiply charged cations from aqueous or aqueous/oil mixed phase via increased viscoelasticity
RU2691906C2 (ru) * 2013-03-15 2019-06-18 Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. Синергетический эффект вспомогательных поверхностно-активных веществ в отношении реологических характеристик жидкостей для бурения, заканчивания скважины/вскрытия пласта и гидроразрыва пласта
US9790775B2 (en) 2013-03-15 2017-10-17 Schlumberger Technology Corporation Stimulation with natural gas
US9670399B2 (en) 2013-03-15 2017-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid
US10815421B2 (en) * 2013-03-15 2020-10-27 Ethox Chemicals, Llc Flow back aids
EP3004284B1 (de) 2013-05-29 2020-07-01 Indorama Ventures Oxides LLC Verwendung von organischen säuren oder einem salz davon in tensidbasierten verbesserten ölgewinnungsformulierungen und techniken
US9242124B2 (en) 2013-07-08 2016-01-26 Rhodia Operations Low-temperature phase-stable acyl glycinate compositions
US20160115377A1 (en) 2013-07-15 2016-04-28 Schlumberger Technology Corporation Fluid viscosity control
US10961832B2 (en) 2013-07-23 2021-03-30 Schlumberger Technology Corporation Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9845426B2 (en) 2013-09-20 2017-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. High-salt gelling compositions and methods for well treatment
FR3011002B1 (fr) 2013-09-26 2017-12-22 Ifsttar Materiau viscoelastique obtenu par liquefaction hydrothermale de microalgues
US10669468B2 (en) 2013-10-08 2020-06-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Reusable high performance water based drilling fluids
US9617458B2 (en) 2013-10-31 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications
AU2014383165B2 (en) * 2014-02-18 2016-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids containing a viscoelastic surfactant viscosifier
CN103773354A (zh) * 2014-02-21 2014-05-07 亿城淄博石油陶粒制造有限公司 表面活性剂压裂液用稠化剂及在线交联工厂化作业方法
US10202828B2 (en) 2014-04-21 2019-02-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same
CN104130767A (zh) * 2014-07-14 2014-11-05 安徽奔马先端科技有限公司 一种抗盐耐酸浓缩起泡剂及其制备方法与应用
US10001613B2 (en) 2014-07-22 2018-06-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and cables for use in fracturing zones in a well
US10738577B2 (en) 2014-07-22 2020-08-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and cables for use in fracturing zones in a well
CN104370753B (zh) * 2014-10-08 2016-07-27 西南石油大学 一类季铵型阳离子粘弹性表面活性剂体系
US10258986B2 (en) * 2014-11-12 2019-04-16 University Of New Hampshire Viscoelastic fluid drop production
AU2014411439B2 (en) * 2014-11-13 2018-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations
CA2967936C (en) 2014-11-14 2023-10-31 Schlumberger Canada Limited Well treatments for diversion or zonal isolation
US10001769B2 (en) 2014-11-18 2018-06-19 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems and methods for optimizing formation fracturing operations
CN105985760B (zh) * 2015-02-11 2019-01-29 中国石油化工股份有限公司 一种具有高增粘和高抗剪切的小分子驱油剂及制备方法
FR3034423B1 (fr) * 2015-04-03 2019-05-31 Cnrs Dispersion aqueuse de particules d'au moins un polymere thermoplastique, son procede de preparation et ses applications, notamment pour l'ensimage de fibres de renfort
GB2552614B (en) * 2015-04-28 2022-02-23 Halliburton Energy Services Inc Synthetic hectorite in glass bead suspensions
US20160341017A1 (en) * 2015-05-20 2016-11-24 Schlumberger Technology Corporation Methods Using Viscoelastic Surfactant Based Abrasive Fluids for Perforation and Cleanout
RU2591001C1 (ru) * 2015-05-26 2016-07-10 Акционерное общество "Полиэкс" (АО "Полиэкс") Композиция для приготовления вязкоупругой технологической жидкости для гидроразрыва пласта и вязкоупругая технологическая жидкость для гидроразрыва пласта
WO2016200368A1 (en) * 2015-06-08 2016-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Betaines for shale stabilization
EP3109310A1 (de) * 2015-06-22 2016-12-28 The Procter and Gamble Company Verfahren zur herstellung von flüssigwaschmittelzusammensetzungen mit einer flüssigkristallinen phase
RU2610952C2 (ru) * 2015-06-25 2017-02-17 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" Мицеллярный раствор для извлечения нефти
US10030471B2 (en) 2015-07-02 2018-07-24 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
CN104946230A (zh) * 2015-07-17 2015-09-30 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 一种适用于油田水的清洁压裂液及其制备方法
US20190177603A1 (en) 2015-08-21 2019-06-13 Schlumberger Technology Corporation Environmentally acceptable surfactant in aqueous-based stimulation fluids
WO2017040553A1 (en) 2015-09-03 2017-03-09 Schlumberger Technology Corporation On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents
US11091689B2 (en) * 2015-09-03 2021-08-17 Schlumberger Technology Corporation Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using
EA201890638A1 (ru) * 2015-09-03 2018-10-31 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Отклоняющие кислоты, содержащие водорастворимое замедляющее действие средство, а также способы изготовления и применения
US10870795B2 (en) 2015-10-15 2020-12-22 Halliburton Energy Services, Inc. Rheology modifier
US10689564B2 (en) 2015-11-23 2020-06-23 Schlumberger Technology Corporation Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications
EP3440174A1 (de) 2016-04-06 2019-02-13 The Procter and Gamble Company Stabile flüssige waschmittelzusammensetzung mit selbststrukturierendem tensidsystem
EP3458564A4 (de) * 2016-04-06 2020-03-04 The Procter and Gamble Company Stabile flüssige detergenszusammensetzung mit einem selbstorganisierenden tensidsystem
US10577310B2 (en) 2016-04-08 2020-03-03 Rhodia Operations Process for synthesizing an amido alkyl betaine starting from an alcohol, an amido alkyl betaine prepared by the process with increased viscosity, and use thereof as a viscoelastic surfactant
CN109072061B (zh) * 2016-04-08 2021-10-08 罗地亚经营管理公司 适用于强化采油的两性离子表面活性剂
US10301903B2 (en) 2016-05-16 2019-05-28 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
CN109153948B (zh) 2016-05-23 2021-03-16 埃科莱布美国股份有限公司 通过使用高分子量油包水乳液聚合物的减少雾化的酸性清洁、消毒和杀菌组合物
CN109153947B (zh) 2016-05-23 2021-03-16 埃科莱布美国股份有限公司 通过使用高分子量油包水乳液聚合物的减少雾化的碱性和中性清洁、消毒和杀菌组合物
CN107794029B (zh) * 2016-09-06 2020-05-05 中国石油化工股份有限公司 压裂液降阻剂及制备方法和应用
CN107916099B (zh) * 2016-10-08 2020-08-07 中国石油化工股份有限公司 无碱黏弹表面活性剂组合物及其制备方法和应用
CN107916097B (zh) * 2016-10-08 2020-08-07 中国石油化工股份有限公司 驱油用黏弹性甜菜碱表面活性剂组合物
CN107916096B (zh) * 2016-10-08 2023-04-07 中国石油化工股份有限公司 驱油用黏弹性表面活性剂组合物及制备方法和应用
US11407931B2 (en) 2016-10-12 2022-08-09 Schlumberger Technology Corporation Crosslinking of cellulose fibers
CN110392528A (zh) 2017-03-01 2019-10-29 埃科莱布美国股份有限公司 通过高分子量聚合物减少吸入危险的消毒剂和杀菌剂
US10947443B2 (en) * 2017-03-03 2021-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant gel for perforation operations
RU2655685C1 (ru) * 2017-05-29 2018-05-29 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт
CN111212896B (zh) * 2017-10-13 2021-07-09 荷兰联合利华有限公司 包含用甜菜碱涂覆的水合物形成盐颗粒的洗涤剂组合物
CN108467724A (zh) * 2018-03-12 2018-08-31 中国石油天然气股份有限公司 一种注水井连续注入的在线分流酸及其制备方法
RU2720120C2 (ru) * 2018-10-08 2020-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" Композиция пав для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин в условиях падающей добычи
CN109705835B (zh) * 2018-12-29 2021-05-28 中国石油大学(华东) 一种耐高盐的粘弹性表面活性剂清洁压裂液及其制备方法
RU2716070C1 (ru) * 2019-02-04 2020-03-05 Рустем Райнурович Шарипов Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав
EP3997199A1 (de) 2019-07-12 2022-05-18 Ecolab USA Inc. Alkalischer reiniger mit reduziertem nebel durch die verwendung von alkalilöslichen emulsionspolymeren
WO2021016515A1 (en) 2019-07-24 2021-01-28 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
RU2746499C1 (ru) * 2020-02-07 2021-04-14 Акционерное общество "Химеко-Ганг" Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа
CN111287719A (zh) * 2020-02-17 2020-06-16 西南石油大学 一体化压裂施工中稠化剂的添加方法
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11713412B2 (en) 2021-11-12 2023-08-01 Saudi Arabian Oil Company Piperazine-based viscoelastic surfactants for hydraulic fracturing applications
US11739255B2 (en) 2021-11-12 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Methods and compositions of piperazine-based viscoelastic surfactants as diversion agents
US11746279B2 (en) 2021-11-12 2023-09-05 Saudi Arabian Oil Company Fracturing fluids based on viscoelastic surfactants
US11643590B1 (en) 2021-11-12 2023-05-09 Saudi Arabian Oil Company Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents
WO2024002647A1 (en) * 2022-06-30 2024-01-04 Unilever Ip Holdings B.V. Stable wash composition with unsaturated zwitterionic surfactant
CN115678517A (zh) * 2022-11-29 2023-02-03 四川大学 基于超长链表面活性剂的耐高温黏弹性流体及其制备方法和应用

Family Cites Families (118)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH467620A (de) * 1963-05-03 1969-01-31 Ciba Geigy Verwendung von Salzen quaternärer, saurer Ammoniumverbindungen als gelartige Verdickungsmittel
GB1100051A (en) * 1964-03-16 1968-01-24 Mobil Oil Corp Liquid flow in a permeable earth formation
US3292698A (en) 1964-06-26 1966-12-20 Mobil Oil Corp Treating permeable formations with aqueous positive nonsimple flooding liquids
US3373107A (en) * 1964-07-16 1968-03-12 Milchem Inc Friction pressure reducing agents for liquids
US3346495A (en) * 1964-08-20 1967-10-10 Armour & Co Water base lubricants
US3302711A (en) * 1964-09-22 1967-02-07 Shell Oil Co Petroleum recovery with chemical interacting floods forming organic sulfonates
US3525696A (en) * 1966-04-25 1970-08-25 West Laboratories Inc Low-foaming germicidal surfactantiodine compositions for cleaned-inplace equipment
BE755338A (fr) * 1969-08-29 1971-02-26 Unilever Nv Compositions de blanchiment
CA997547A (en) 1972-01-03 1976-09-28 Marathon Oil Company Temperature-inverted fracturing fluid
USRE28945E (en) 1972-08-24 1976-08-31 Marcona Corporation Method and apparatus for excavating settled body of solids
US3880764A (en) * 1972-11-06 1975-04-29 Amoco Prod Co Polymer non-dispersed drilling fluids
US3932296A (en) * 1973-05-29 1976-01-13 The Dow Chemical Company Corrosion inhibitor
US4122043A (en) * 1973-12-19 1978-10-24 Polytrol Chemical Corporation Amidobetaine containing detergent composition non-toxic to aquatic life
US3939911A (en) * 1975-03-14 1976-02-24 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions
DE2600778C2 (de) * 1976-01-10 1985-01-03 Henkel KGaA, 4000 Düsseldorf Verwendung von Betainen in der Erdölgewinnung
US4216097A (en) * 1977-07-15 1980-08-05 Mobil Oil Corporation Waterflooding employing amphoteric surfactants
US4243549A (en) * 1977-07-26 1981-01-06 Albright & Wilson Ltd. Concentrated aqueous surfactant compositions
CA1109356A (en) 1978-01-23 1981-09-22 Lewis R. Norman Gelled aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same
US4233192A (en) * 1978-11-30 1980-11-11 Johnson & Johnson Detergent compositions
US4412586A (en) * 1979-02-14 1983-11-01 Conoco Inc. Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations
US4418755A (en) * 1979-02-14 1983-12-06 Conoco Inc. Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations
JPS6024836B2 (ja) * 1979-10-29 1985-06-14 ライオン株式会社 固型洗浄剤組成物
US4725372A (en) 1980-10-27 1988-02-16 The Dow Chemical Company Aqueous wellbore service fluids
US4370273A (en) * 1981-02-06 1983-01-25 Emery Industries, Inc. Amidoamine oxides of polymeric fatty acids
US4375421A (en) * 1981-10-19 1983-03-01 Lever Brothers Company Viscous compositions containing amido betaines and salts
US4615825A (en) 1981-10-30 1986-10-07 The Dow Chemical Company Friction reduction using a viscoelastic surfactant
US4458757A (en) * 1983-04-25 1984-07-10 Exxon Research And Engineering Co. In situ shale-oil recovery process
US4554974A (en) * 1983-12-08 1985-11-26 The Standard Oil Company Method of enhanced oil recovery employing thickened amphoteric surfactant solutions
US4703797A (en) * 1983-12-28 1987-11-03 Cities Service Co. Sweep improvement in enhanced oil recovery
US4534875A (en) * 1984-01-13 1985-08-13 The Dow Chemical Company Method for heat exchange fluids comprising viscoelastic surfactant compositions
US4695389A (en) 1984-03-16 1987-09-22 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4591447A (en) 1984-03-16 1986-05-27 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4735731A (en) 1984-06-15 1988-04-05 The Dow Chemical Company Process for reversible thickening of a liquid
US4806256A (en) 1984-06-18 1989-02-21 The Dow Chemical Company Water-based hydraulic fluids
US4796702A (en) * 1984-06-25 1989-01-10 Petrolite Corporation Multipurpose aqueous foamer
US4563291A (en) * 1984-07-20 1986-01-07 Halliburton Company Method of preparation of substituted amino-alkyl sulfonic acid compounds and use in the treatment of subterranean formations
WO1994009852A1 (en) 1992-03-09 1994-05-11 The Dow Chemical Company Viscoelastic surfactant based foam fluids
US5258137A (en) 1984-12-24 1993-11-02 The Dow Chemical Company Viscoelastic surfactant based foam fluids
DE3501639A1 (de) * 1985-01-19 1986-07-24 Hoechst Ag, 6230 Frankfurt Etheraminoxide, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung als tenside fuer die tertiaere erdoelgewinnung
US4664818A (en) * 1985-07-26 1987-05-12 Newpark Drilling Fluid Inc. Drilling mud additive
IT1186772B (it) * 1985-10-10 1987-12-16 Crinos Industria Farmaco Composto ad attivita' pilostimolante
US4772425A (en) * 1985-12-23 1988-09-20 Colgate-Palmolive Company Light duty liquid dishwashing composition containing abrasive
US4790958A (en) 1986-02-21 1988-12-13 The Dow Chemical Company Chemical method of ferric ion removal from acid solutions
US4780243A (en) * 1986-05-19 1988-10-25 Halliburton Company Dry sand foam generator
CA1298697C (en) 1987-07-30 1992-04-14 Warren Lee Nehmer Viscoelastic surfactant gravel carrier fluids
US5055219A (en) 1987-11-17 1991-10-08 The Clorox Company Viscoelastic cleaning compositions and methods of use therefor
US5036136A (en) 1987-12-21 1991-07-30 Exxon Research And Engineering Company Mixtures of colloidal rod-like viscoelastic fluids and anionic-alkyl containing copolymers
US5093448A (en) 1987-12-21 1992-03-03 Exxon Research And Engineering Company Polymerizable cationic visco-elastic monomer fluids
US5009799A (en) 1988-02-16 1991-04-23 Nalco Chemical Company Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method
US4988450A (en) * 1988-03-15 1991-01-29 E. I. Du Pont De Nemours And Company Shale-stabilizing drilling fluid additives
US4900467A (en) * 1988-05-20 1990-02-13 The Clorox Company Viscoelastic cleaning compositions with long relaxation times
US5202112A (en) 1991-08-01 1993-04-13 Colgate-Palmolive Company Viscoelastic dentifrice composition
GB8906406D0 (en) * 1989-03-21 1989-05-04 Bp Chem Int Ltd Removal of sulphides
US5069283A (en) * 1989-08-02 1991-12-03 The Western Company Of North America Fracturing process using carbon dioxide and nitrogen
US4975482A (en) 1989-08-18 1990-12-04 Exxon Research & Engineering Company Viscoelastic fluids formed through the interaction of polymerizable vesicles and alkyl-containing polymers (C-2381)
GB8926885D0 (en) * 1989-11-28 1990-01-17 Albright & Wilson Drilling fluids
US5076944A (en) * 1989-10-16 1991-12-31 Venture Innovations, Inc. Seepage loss reducing additive for well working compositions and uses thereof
US5202122A (en) 1989-10-30 1993-04-13 Humanetics Corporation Process for enhancing the hypocholesterolemic effect of edible pulp and the product obtained thereby
US5143635A (en) * 1990-02-02 1992-09-01 Energy, Mines & Resources - Canada Hydraulic drag reducing agents for low temperature applications
US5076359A (en) 1990-08-29 1991-12-31 Mobil Oil Corporation Method for gravel packing wells
US5101903A (en) 1990-09-04 1992-04-07 Akzo Nv Method for modifying the permeability of an underground formation
JPH0525057A (ja) * 1991-02-01 1993-02-02 Sc Sas Lab Chim Pharmaco Biologico Ga Ieboli & Co カルシトニンを含有する医薬組成物
WO1992014907A1 (en) * 1991-02-22 1992-09-03 The Western Company Of North America Slurried polymer foam system and method for the use thereof
DE4134077A1 (de) 1991-10-15 1993-04-22 Henkel Kgaa Viskose waessrige tensidzubereitungen
JPH05139936A (ja) * 1991-11-18 1993-06-08 Taisho Pharmaceut Co Ltd 発毛剤
DE4207386C2 (de) * 1992-03-09 1997-02-13 Goldschmidt Ag Th Wäßrige flüssige Lösung eines Betains mit mindestens 40 Gew.-% Festkörpergehalt
US5298195A (en) * 1992-03-09 1994-03-29 Amway Corporation Liquid dishwashing detergent
US5203411A (en) 1992-03-11 1993-04-20 The Dow Chemical Company Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants
US5310002A (en) 1992-04-17 1994-05-10 Halliburton Company Gas well treatment compositions and methods
FR2694494B1 (fr) 1992-08-05 1994-09-30 Rhone Poulenc Chimie Composition cosmétique contenant en suspension des particules non hydrosolubles.
US5536437A (en) 1992-08-19 1996-07-16 Colgate-Palmolive Co. Hard surface cleaning composition formed from a structured silicate
US5617920A (en) * 1992-08-31 1997-04-08 Union Oil Company Of California Method for modifying gelation time of organically crosslinked, aqueous gels
US5439317A (en) 1992-10-08 1995-08-08 Pb-Kbb Inc. Method of handling solid particles
CA2107939C (en) 1993-01-13 2001-01-30 Stephen B. Kong Acidic aqueous cleaning compositions
US5385206A (en) * 1993-01-21 1995-01-31 Clearwater, Inc. Iterated foam process and composition for well treatment
DE4320508A1 (de) 1993-06-21 1994-12-22 Hoechst Ag Verdickerkombinationen aus Makrotensiden und organischen Additiven für wäßrige Anwendungssysteme
US5543388A (en) * 1993-08-05 1996-08-06 Exxon Chemical Patents Inc. Intensified corrosion inhibitor and method of use
SE500923C2 (sv) * 1993-10-21 1994-10-03 Berol Nobel Ab Användning av en amfotär tensid som friktionsreducerande medel i ett vattenbaserat vätskesystem
DE4416566A1 (de) 1994-05-11 1995-11-16 Huels Chemische Werke Ag Wäßrige viskoelastische Tensidlösungen zur Haar- und Hautreinigung
US6348346B1 (en) * 1994-05-27 2002-02-19 University Of Kentucky Research Foundation Method of inhibiting binding activity of immunoglobulins
CA2191343C (en) 1994-06-07 2007-07-31 Dennis Thomas Smialowicz Cleaning compositions thickened with n-alkyl-n-acyl amino acids and myristyl/cetyl dimethyl amine oxides
US5552137A (en) * 1994-08-05 1996-09-03 Witco Corporation Biodegradable quaternary hair conditioners
US5632978A (en) * 1994-08-24 1997-05-27 The Procter & Gamble Company Mild shower gel composition comprising fatty alcohol which imparts improved lathering and thickening properties
US5607678A (en) 1994-08-24 1997-03-04 The Procter & Gamble Company Mild shower gel composition comprising unique thickener system which imparts improved lathering properties and modified rinse feel
JP3027302B2 (ja) * 1994-09-06 2000-04-04 花王株式会社 養毛・育毛料
US5512275A (en) * 1994-11-22 1996-04-30 Buck; Carol J. Topical lotion and method for treatment of androgenic alopecia
US5575921A (en) 1995-02-08 1996-11-19 Hydrometrics, Inc. Sludge dredging and dewatering process
US5551516A (en) 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5628112A (en) * 1995-03-03 1997-05-13 Ford Motor Company Circuit board assembly system and method
SE504086C2 (sv) 1995-03-09 1996-11-04 Akzo Nobel Nv Användning av en alkylbetain tillsammans med en anjonisk ytaktiv förening som friktionsreducerande medel
GB9506806D0 (en) 1995-04-01 1995-05-24 Univ Leeds Improvements relating to polymers
US5767152A (en) * 1995-05-04 1998-06-16 Nielsen; Thor Bagger Composition and methods for stimulating hair growth
WO1997009407A1 (en) * 1995-09-06 1997-03-13 Dowbrands Inc. Fully diluted hard surface cleaners containing small amounts of certain acids
US5728665A (en) 1995-09-13 1998-03-17 The Clorox Company Composition and method for developing extensional viscosity in cleaning compositions
US5753596A (en) * 1995-11-09 1998-05-19 Baker Hughes Incorporated Methods and emulsions for inhibition of oil well corrosion
GB9607963D0 (en) * 1996-04-17 1996-06-19 Unilever Plc Cleansing composition
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US6063737A (en) * 1997-06-12 2000-05-16 Shell Oil Company Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores
US6035936A (en) 1997-11-06 2000-03-14 Whalen; Robert T. Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations
US5979555A (en) 1997-12-02 1999-11-09 Akzo Nobel Nv Surfactants for hydraulic fractoring compositions
GB2332223B (en) 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids
GB2332224B (en) 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Gelling composition for wellbore service fluids
US7060661B2 (en) * 1997-12-19 2006-06-13 Akzo Nobel N.V. Acid thickeners and uses thereof
US6506710B1 (en) * 1997-12-19 2003-01-14 Akzo Nobel N.V. Viscoelastic surfactants and compositions containing same
US6239183B1 (en) * 1997-12-19 2001-05-29 Akzo Nobel Nv Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor
GB2335680B (en) 1998-03-27 2000-05-17 Sofitech Nv Method for water control
GB2335679B (en) 1998-03-27 2000-09-13 Sofitech Nv Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids
CA2257699C (en) 1998-12-31 2003-07-22 Fracmaster Ltd. Fluids for fracturing subterranean formations
US6140277A (en) 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
CA2257697C (en) 1998-12-31 2003-05-20 Fracmaster Ltd. Foam-fluid for fracturing subterranean formations
US6133204A (en) * 1999-02-09 2000-10-17 Atlantic Richfield Company Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments
AU5793600A (en) 1999-09-22 2001-03-29 Baker Hughes Incorporated Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent
CA2315544A1 (en) * 2000-08-08 2002-02-08 Alan K. Olson Fracturing method using aqueous or acid based fluids
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7148184B2 (en) * 2003-07-22 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting foamed system
US7279446B2 (en) * 2004-11-15 2007-10-09 Rhodia Inc. Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance

Also Published As

Publication number Publication date
US20070249505A1 (en) 2007-10-25
ID27732A (id) 2001-04-26
US20110092398A1 (en) 2011-04-21
NO339836B1 (no) 2017-02-06
DK0993334T4 (en) 2016-01-18
BR9810023B1 (pt) 2009-01-13
WO1998056497A1 (en) 1998-12-17
NO20161010A1 (no) 2000-02-08
NO996089D0 (no) 1999-12-09
AU8066298A (en) 1998-12-30
US9249351B2 (en) 2016-02-02
EP0993334B1 (de) 2003-08-13
CN1239670C (zh) 2006-02-01
US20030040546A1 (en) 2003-02-27
CA2297185A1 (en) 1998-12-17
EP0993334B2 (de) 2015-10-07
NO339843B1 (no) 2017-02-06
CN1389538A (zh) 2003-01-08
US20080200353A1 (en) 2008-08-21
NO20030096L (no) 2000-02-08
DE69817182D1 (de) 2003-09-18
US6703352B2 (en) 2004-03-09
US20020002205A1 (en) 2002-01-03
CA2297185C (en) 2008-12-30
US6831108B2 (en) 2004-12-14
CN101757874A (zh) 2010-06-30
DE69833233D1 (de) 2006-04-06
RU2198906C2 (ru) 2003-02-20
US20040176478A1 (en) 2004-09-09
US6258859B1 (en) 2001-07-10
AU753011B2 (en) 2002-10-03
US20130327531A1 (en) 2013-12-12
ATE246957T1 (de) 2003-08-15
NO996089L (no) 2000-02-08
DE69817182T3 (de) 2016-05-12
DK0993334T3 (da) 2003-12-08
US7238648B2 (en) 2007-07-03
BR9810023A (pt) 2002-01-15
US6482866B1 (en) 2002-11-19
US20040082484A1 (en) 2004-04-29
NO20030096D0 (no) 2003-01-09
EP0993334A1 (de) 2000-04-19
CN1263481A (zh) 2000-08-16
CN101757874B (zh) 2013-07-17
RU2217585C1 (ru) 2003-11-27
ATE316194T1 (de) 2006-02-15
BR9816159B1 (pt) 2009-01-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69817182T2 (de) Fluide mit viskos-elastischen tensiden und verfahren zu ihrer verwendung
DE69427784T3 (de) Oberflächenaktive Zusammensetzungen auf wässriger Basis
DE3135892C2 (de) Als Verdickungsmittel verwendbare nichtwäßrige Aufschlämmungen
CA2401611C (en) Suspensions of water soluble polymers in surfactant free non-aqueous solvents
CN102666776A (zh) 用于增强包含粘弹性表面活性剂的处理流体的聚合添加剂以及使用方法
EP0652922A1 (de) Mineralische additive zur einstellung und/oder regelung der rheologie und gelstruktur wässriger flüssigphasen und ihre verwendung.
DE10316001A1 (de) Wässrige Formulierungen enthaltend Kombinationen aus anionischen und kationischen Tensiden zur Erzeugung einer Fließgrenze
DE102004034141A1 (de) Verwendung von Lithiumsalzen von Fettalkoholsulfaten zum Reinigen von Bohrlöchern, Bohrgeräten oder Bohrklein
EP1323888A1 (de) Verfahren zum Frakturieren unterirdischer Lagerstätten
CA2380311C (en) Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same
AU768819B2 (en) Method of fracturing a subterranean formation
MXPA99011570A (en) Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same
WO1994014918A1 (de) Rheologisch gesteuerte fliess- und pumpfähige wässrige zubereitungen beispielsweise für die verwendung als wasserbasierte bohrschlämme

Legal Events

Date Code Title Description
8363 Opposition against the patent