EA002805B1 - Жидкие композиции, которые под воздействием сдвигового усилия обратимо становятся вязкими или гелями - Google Patents
Жидкие композиции, которые под воздействием сдвигового усилия обратимо становятся вязкими или гелями Download PDFInfo
- Publication number
- EA002805B1 EA002805B1 EA200000810A EA200000810A EA002805B1 EA 002805 B1 EA002805 B1 EA 002805B1 EA 200000810 A EA200000810 A EA 200000810A EA 200000810 A EA200000810 A EA 200000810A EA 002805 B1 EA002805 B1 EA 002805B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- copolymer
- silicon dioxide
- viscosity
- water
- fluid according
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Silicon Compounds (AREA)
Abstract
Данное изобретение предлагает текучую среду на водной основе, в частности для бурения, окончания подготовки скважин или любого другого вмешательства в скважину, такую как углеводородная (нефтяная) скважина, в этой жидкости вязкость регулируют при помощи системы, составленной осажденными наночастицами диоксида кремния (А), ассоциированными с водорастворимым сополимером (В), включающим в себя один или несколько водорастворимых сомономеров (I), имеющих слабое сродство или не имеющих сродства к диоксиду кремния, и один или несколько сомономеров (II), которые адсорбируются на диоксиде кремния. Изобретение особенно применимо для вторичной добычи углеводородов.
Description
Данное изобретение относится к способам бурения и завершения подготовки нефтяных, геотермальных и аналогичных скважин к эксплуатации и к стимулированию развития способов или, в более широком смысле, к технологиям скальных резервуаров, направленных на оптимизацию извлечения жидкостей, содержащихся в этих резервуарах.
В промышленности эксплуатации нефтяных скважин используют ряд водорастворимых полимеров с застудневающими или придающими вязкость свойствами. Наиболее часто используемые полимеры, такие как растительные камеди, образуют раствор с неньютоновскими свойствами, с низкой вязкостью при низкой скорости сдвига и высокой вязкостью в состоянии покоя (реоразжижающая жидкость). Для многочисленных применений необходимо противоположное поведение (способность придать реовязкость).
Так, один известный способ вторичной добычи углеводородов состоит из нагнетания промывочной жидкости, такой как вода, к которой был добавлен полимер для повышения ее вязкости, для вытеснения углеводородов в направлении к производственной скважине. Жидкость, в которой вязкость обратимо повышается сдвигающим усилием, могла бы минимизировать связанное с вязкостью образование языков обводнения и могла бы делать фронт промывки ровным путем предотвращения образования полостей невымытых углеводородов.
Придающие реовязкость композиции можно получить ассоциацией коллоидных частиц с полимером. Научные публикации, перечисленные ниже, относятся к ассоциации наночастиц диоксида кремния (в осажденной форме) с гомополимером типа поли(этиленоксида) с молекулярной массой в диапазоне от 4000000 до 5000000 г/моль.
8йеаг Шбисеб 8йеаг Шбисеб СсйИюп ОГ Со11о1ба1 Ощрегаюик, В. СаЬаие, К. \Уопд. Р. Ьтбиег, Р. ЬаГита ίη 1оита1 оГ Вйео1оду 41(3), МауДиие 97.
Р11ео1ощса1 Вейауюг ОГ Мобега1е1у Соисеи!га1еб 8Шса Зихрещющ 1и Тйе Ргекеисе ОГ АЬкогЬеб Ро1у(Е1йу1еие Ох1бе) 8.Р. Ьш, Р. ЬаГита, В. АибеЬей ш Со11о1б. Ро1ут. 8с1, 272, р. 196-203, 1994.
Сеиега1 Рйаке Аиб Р11ео1ощса1 Вейауюг ОГ 8Шса/РЕО/^а1ег ЗуЧепъ 8.Р. Ьш, V. Еедгаиб, М. Соигтаиб, Р. ЬаГита, В. АибеЬей т Со11о1б§ аиб 8шТасе 111, р. 139-145, 1996.
В таких системах придание вязкости при сдвигающем усилии обратимо, но такие ассоциации очень непрочны и очень чувствительны к ионной силе среды и к присутствию поверхностно-активных веществ, которые нарушают свойства, придающие реовязкость. Поли(окси)этилены очень дорогие, они производятся только в небольших количествах, которые не подходят для промышленных применений.
В Абкогрйои ОГ Ро1уасгу1ат1б Ои 8Шса РагИс1е8 Аиб Й8 ЕПсс! Ои Тйе Вйео1од1са1 Ргорегйек ОГ Зикреикхои, Υ. ОйиЬо аиб К. Итеуа наблюдали феномен гелеобразования в системах диоксид кремния аэросил/полиакриламид (в среде глицерин/вода). Гелеобразование в этом случае было необратимым при скорости сдвига выше критической. Когда скорость сдвига снижали, вязкость, оставалась на уровне, достигнутом при высоком уровне сдвига, и поведение, таким образом, становилось реоразжижающим.
Таким образом, существует потребность в жидкости с обратимо придающими реовязкость свойствами, которая может быть эффективно использована в промышленном масштабе.
Данное изобретение предлагает жидкость на водной основе, главным образом для бурения, завершения подготовки скважины к эксплуатации или любого другого вмешательства в скважину, такую как углеводородная скважина, в которой вязкость регулируют системой, состоящей из осажденных наночастиц диоксида кремния (А), ассоциированных с водорастворимым сополимером (В), включающим один или несколько мономеров (I), имеющих низкое сродство или не имеющих сродства к диоксиду кремния, и один или несколько сомономеров (II), которые адсорбируются на диоксиде кремния.
Термин «наночастицы диоксида кремния» означает частицы с диаметром, меньшим, чем 70 нанометров, предпочтительно меньшим, чем 40 нанометров, более предпочтительно, меньшим, чем 10 нанометров.
Водорастворимые сополимеры изобретения должны иметь молекулярную массу выше, чем 700000 г/моль, предпочтительно выше, чем 1000000 г/моль и, более предпочтительно выше, чем 2000000 г/моль. Сомономеры типа (II) должны быть в меньшем количестве и должны быть хорошо диспергированы в сополимере, который, таким образом, включает в себя, по меньшей мере, 50%, и, предпочтительно, по меньшей мере, 70% сомономеров типа (I), со статистическим распределением блоков, т.е. с большим числом очень коротких последовательностей.
Примерами мономеров типа (I) являются акриламид, акриловая кислота, метакриловая кислота или любые другие производные акриловой кислоты, замещенные алкильной группой в β-положении, АМР8 (2-акриламидо-2метилпропансульфонат) или сульфированный стирол. Предпочтителен акриламид вследствие его умеренной цены, быстроты, с которой он образует высокие молекулярные массы и его слабого взаимодействия с поверхностью диоксида кремния.
Сомономеры типа (II) могут иметь функциональные группы, которые способны адсорбироваться на диоксиде кремния и, таким образом, содержат один или несколько гетероато мов, имеющих легко доступную электронную пару (пары). Примерами их являются винилпирролидон, винилимидазол (рН > 6), винилпиридин, алкилвиниловые простые эфиры, Νвинилацетамид и гидроксиэтилметакрилат и алкильные производные этих соединений. Два (или более) сомономеров типа (II) с очень разным сродством к поверхности диоксида кремния можно ввести в сополимер, так чтобы изменить влияние на реологию раствора, когда такой раствор подвергается действию сдвигающего усилия.
Предпочтительны сополимеры типа ΡΑΑ/Ρνί (полиакриламид/поливинилимидазол) или ΡΑΑ/ΡνΡ (полиакриламид/поливинил пирролидон):
ΡΑΑ/Ρνί »----СН ¢- Н,С—НС-1— *· | х о=с
I νη2
РАА/РУР
где у = 1-х и х представляет число в диапазоне от 0,05 до 0,2.
Концентрация сополимера в жидкости на водной основе данного изобретения обычно составляет от 0,5 до 10 г/л и обычно не превышает 5%. Осажденный диоксид кремния добавляют в таком количестве, чтобы число граммов сополимера на квадратный метр площади диоксида кремния было в диапазоне от 0,1 до 2 мг/м2, предпочтительно в диапазоне от 0,2 до 1,5 мг/м2. Знание удельной площади поверхности диоксида кремния, например в м2/г, и кон центрации диоксида кремния в растворе, например в г/л, дает возможность получить площадь поверхности диоксида кремния на единицу объема раствора в м2/л и дает возможность установить связь ее с концентрацией полимера в растворе.
Для данного добавленного количества О полимера на единицу площади поверхности диоксида кремния количество полимера и, таким образом, диоксида кремния определяет степень повышения вязкости (которая может привести к гелеобразованию) для данной скорости сдвига за данное время, и, кроме того, для получения этого эффекта необходима минимальная скорость сдвига - известна также как критическая скорость сдвига.
Следует отметить, что повышение вязкости (или гелеобразование) водных растворов, содержащих систему сополимер/диоксид кремния данного изобретения, обратимо, т. е. когда скорость сдвига снижают, вязкость уменьшается. В зависимости от состава, некоторые гелеобразующие жидкости этой композиции проявляют эффект гистерезиса, т. е. после того, как имело место гелеобразование, значительно меньшая скорость сдвига достаточна для поддержания эффекта гелеобразования в течение определенного периода времени. Дальнейшее снижение скорости сдвига затем ведет к разжижению жидкости.
В одном варианте к водному раствору добавляют третью добавку (С), известную как конкурирующий агент. Эта добавка (С) должна адсорбироваться на поверхности диоксида кремния, либо сильнее, чем абсорбирующийся сомономер(ы), либо, по существу, равным образом или незначительно слабее его. В первом случае целью является снижение доступной для адсорбции сополимера площади диоксида кремния путем блокирования части центров адсорбции диоксида кремния и путем расширения этих центров. Во втором случае конкурирующий агент снижает интенсивность адсорбции сополимера обратимой конкуренцией за центры адсорбции диоксида кремния. Следует отметить, что интерпретации механизмов, предложенных здесь, даются исключительно путем указания и не должны рассматриваться как ограничение изобретения.
Сравнение силы адсорбции проводят путем сравнения изотерм адсорбции сополимеров и конкурирующих агентов. Присутствие конкурирующего агента необязательно в данном изобретении, но его присутствие может снизить диапазон отношения О. для которого подбирают обратимое придание реовязкости/гелеобразования. Это означает также, что сомономеры типа (II) с сильным взаимодействием с диоксидом кремния могут быть использованы при таких концентрациях сополимера, при которых они могут образовывать постоянные гели, или при которых они придают реовязкость тем композициям, которые могли бы быть реогелеобразующими, или опять переходить из зоны реоразжижения в зону придания реовязкости.
Может быть выгодным использование не просто одного, а смеси множества конкурирующих агентов с различным сродством к поверхности диоксида кремния для изменения влияния на реологию раствора во время действия сдвига на раствор. Количество конкурирующего агента обычно составляет меньше, чем 50 г/л, и обычно не превышает 2,5 г/л.
Конкретными подходящими продуктами для использования в качестве конкурирующего агента (С) являются неионогенные поверхностно-активные вещества (в частности, алкилфенилэтиленгликоль) и совместно действующие поверхностноактивные вещества (например, бутанол со спиртами жирного ряда);
поли(этиленоксид) (ПЭО), поли(пропиленоксид) (ППО) и их сополимеры. Молекулярные массы выше 2000, предпочтительно выше 3000;
простые полиэфиры, Ν-замещенные амиды (такие как Ν-метилпирролидон, диметилформамид или изопропилакриламид);
диспергирующие агенты, такие как полинафтадинсульфонаты (ΡΝ8) или полимеламинсульфонаты (ΡΜ8).
Жидкости данного изобретения могут включать также другие добавки или агенты для придания им других свойств, например, рНбуферы или любые другие добавки, требуемые для проведения конкретной обработки. Эти жидкости более конкретно и выгодно используют в качестве промывочной жидкости для извлечения (добычи) вторичных углеводородов. Следующее выгодное применение состоит в обработке материнской породы путем закачивания растворов из скважин добычи в скальный резервуар, причем поведение по приданию реовязкости позволяет получить при помощи сдвига вязкость, которая выше, чем вязкость жидкости, которую нужно заместить, таким образом, предотвращая эффекты образования языков обводнения, которые имеют место с ньютоновскими жидкостями и еще более с реоразжижающими жидкостями, когда нагнетаемая жидкость менее вязкая, чем заменяемая жидкость.
Жидкости данного изобретения можно также использовать для помещения временных пробок, либо в пористой горной породе, либо в цилиндрическом пространстве приблизительно с круговым или кольцевым поперечным сечением. В этом случае ее обратимая природа позволяет жидкости разжижаться, чтобы не быть блокированной, не оставляя в результате повреждения (т.е. без снижения проницаемости пористой горной породы), которое требует трудных и дорогих обработок для его устранения, если оно, действительно, способно устраняться.
Одним примером использования, таким образом, является временная защита скального резервуара от вредного воздействия другой жидкости, которая может повредить его, или временное блокирование части зоны резервуара у границы скважины, чтобы облегчить закачивание обрабатывающей жидкости в неблокированную зону, например, чтобы устранять повреждения или обращать смачивание скального резервуара (гидрофильное смачивание/олеофильное смачивание) в одном или в другом направлении, в зависимости от требуемого действия на поток углеводородов. Этот тип вмешательства называется обходом. При сдвиге жидкости в открытой скважине, в подъемной трубе, обсадной трубе или кольцеобразном пространстве может создаваться временная пробка, которая может, помимо прочего, привести к осаждению характерной пробки из цемента на ее поверхности. Можно также временно закрыть в наивысшей степени проницаемые или очень разорванные зоны (зоны поглощения бурового раствора) в резервуаре, где поглощается буровой раствор или цемент, создавая по терю циркуляции. Эти жидкости могут также действовать, разрывая коллекторы, тем самым повышая добычу месторождения путем включения их в первоначальную часть разрывающей жидкости (предварительная подушка) и/или в основную часть этой жидкости, предназначенную для поддержания стенок разрыва на расстоянии.
Были испытаны различные составы жидкости, которые все соответствовали жидкости на водной основе, готовой для использования.
Для этих испытаний использовали суспензии коммерчески доступных осажденных диоксидов кремния, проданных НОЕСН8Т под торговым названием КЬЕВЕ8ОЬ 30В25 и КЬЕВЕ8ОЬ 30К.9. Диоксиды кремния систематически промывали в ультрафильтрующем элементе для предотвращения побочных действий, обусловленных в основном присутствием поверхностно-активных веществ. Продукты имели следующие характеристики:
К1.Е.ВО8О1. 30К25 | К1.ЕВО8О1. 30К9 | |
Размер частицы (диапазон в нм) | 11,5 | 4,5 |
Концентрация в суспензии (г/л) | 255,5 | 232,3 |
рН | 8,32 | 8,36 |
Проводимость(мСм/см) | 0,66 | 1,34 |
Удельная площадь поверхности (мЗ'г) | 120 | 300 |
Все количества диоксида кремния, данные ниже, приводятся относительно массы осажденного диоксида кремния в конечном водном растворе.
Следует отметить, что системы, полученные с диоксидами кремния Аетоы1, такими как гидрофильный диоксид кремния Аетокй 380 от ЭеСи88А СО, с удельной площадью поверхности 380±30 мл и диаметром 7 мм, не проявляли какойлибо эффект придания реовязкости.
Сополимеры с физико-химическими характеристиками, данными в приведенной ниже таблице, были получены с использованием радикального способа. После взвешивания различных мономеров в желаемых пропорциях, в реактор при перемешивании вводили желаемое количество воды. После выдерживания 1/2 ч в потоке азота вводили инициатор (АВАН, молекулярная масса 270,9 г/моль, продан НОЕСН8Т): чем меньше его количество, тем выше молекулярная масса. После выдерживания в течение 4 ч при 60°С при перемешивании в потоке азота сополимер осаждали в абсолютном этаноле и сушили в вакууме.
Тип сополимера | РАА80/ ΡνΡ20 | РАА9С/ ΡνΡ10 | РАА95/ ΡνΡ5 | РАА80/ Ρνΐ20 | РАА90/ Ρνΐ10 | РАА95/ Ρνΐ5 |
% сомономеров (согласно анализу) | 20 | 10,7 | 5,1 | 20,35 | 10,4 | 5,8 |
Средневесовая молекулярная масса | 2,6х106 | 3х106 | 1,2х106 | 1,35х106 | 2,7х106 | 1,6х106 |
Индекс полидисперсности | 6,7 | 6 | 7,6 | 3,3 | 4,15 | 3,4 |
Пример 1.
Сополимер типа РАА95/РУР5 (О = 0,66 мг/м2 полимера на м2 поверхности диоксида кремния) добавляли к водному раствору, содержащему 42,5 г/л диоксида кремния 30К25. При рН=8,7 вязкость раствора повышалась от 3,8 мПа· с в состоянии покоя до 21 мПа· с при минимальной критической скорости сдвига 1600 с-1.
Пример 2.
Сополимер типа РАА95/РУР15 (О = 0,5 мг/м2) добавляли к водному раствору, включающему 42,5 г/л диоксида кремния 30К25. При рН получения (8,7) система становилась гелем в начале или гелем, по меньшей мере, при самой низкой скорости сдвига. рН можно было варьировать вплоть до 10,8.
РН | 9,3 | 9,6 | 10,8 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа<) | 250 | 90 | 3 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 2000 | 700 | 120 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с'1) | 6 | 15 | 130 |
При повышении рН первоначальная вязкость и гелеобразующее действие существенно снижались и критическая скорость сдвига перемещалась к более высоким значениям.
Пример 3.
Сополимер типа РАА90/РУ110 (0=0.6 мг/м2) добавляли к водному раствору, включающему 16 г/л диоксида кремния 30К.9. рН варьировали между 7,2 и 10,3. При рН 9,1 или меньше раствор превращался в гель при самой низкой скорости сдвига. Было отмечено, что повышение значения рН регулирует этот эффект.
РН | 9,8 | 10 | 10,2 | 10,3 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 23 | 4,3 | 3,3 | 3,2 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 245 | 49 | 20 | 21 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 63 | 400 | 630 | 794 |
Пример 4.
Сополимер типа РАА95/РУР добавляли к водному раствору, включающему 42,5 г/л диоксида кремния 30К25. Значение рН было 8,2. Отношение О варьировали.
Пример 6.
Сополимер типа РАА95/РУР5 (0=0,84 мг/м2) добавляли к водному раствору, включающему 42,5 г/л диоксида кремния 30К.25. При 20°С вязкость раствора была 10,3 мПа< в состоянии покоя и повышалась до 120 мПа· с при минимальной критической скорости сдвига 300 с-1.
Пример 7.
Получали систему, включающую 16 г/л диоксида кремния 30К.9 и 3,905 г/л сополимера типа РАА90/РУ110 (т.е. 0=0.8 мг/м2). Значение рН было 8,6. Без конкурирующего агента раствор образовывал гель в состоянии покоя и проявлял себя как твердый гель при сдвиге. Добавляли различные количества конкурирующего агента, в данном случае незаряженное поверхностно-активное вещество. Тритон Х100 (алкилфенилэтиленгликоль от РЬИКА, средняя масса 646 г/моль, и плотность б20 4 = 1,065 г/см3).
Объемный процент Тритона Х100 | 0,25 | 0,5 | 0,75 | 1,0 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 144 | 73 | 37 | 16 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 727 | 703 | 152 | 19 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 7 | 16 | 50 | 100 |
При добавлении 1% Тритона Х100 больше не было придания вязкости.
Добавление незаряженного поверхностноактивного вещества в качестве конкурирующего агента вызывало превращение из состояния постоянного геля в придающее реовязкость состояние. Этот эффект оптимизировали для процентов Тритона в диапазоне от 0,25 до 0,75.
Пример 8.
Испытание по примеру 7 повторяли с использованием системы, состоящей из водного раствора, включающего в себя 16 г/л диоксида кремния 30Р9 и 7,8325 г/л сополимера типа РАА80/РУ120 (О = 1,6 мг/м2). Значение рН было 8,4. Конкурирующим агентом был Тритон Х100.
Без конкурирующего агента или самое большее с 0,1% по объему (т.е. 1,06 г/л) конкурирующего агента не происходило придания вязкости или образования геля (система была нереозагущающейся, вследствие слишком высокого сродства полимера к диоксиду кремния).
(,) (мг/м2) | 0,5 | 0,6 | 0,8 | 1 | 1,2 |
Вязкость в состоянии покоя (мПас) | 3,2 | 6,3 | 7,3 | 42 | 140 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 12 | 36 | 80 | 230 | 430 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 2800 | 1250 | 750 | 100 | 25 |
Объемный процент Тритона Х100 | 0,25 | 0,5 | 0,75 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 3,5 | 5,7 | 5,7 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 17,8 | 26 | 7,41 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 2775 | 1123 | 560 |
Пример 5.
Сополимер типа РАА95/РУР5 (0=0,8 мг/м2) добавляли к водному раствору, включающему 16 г/л диоксида кремния 30К.9. Значение рН было 8,5. Вязкость раствора была 3,7 мПасв состоянии покоя, и система становилась гелем при 2000 с-1.
Можно было обнаружить, что при добавлении 0,75% придания вязкости не происходило.
Пример 9.
Получали растворы, содержащие 42,5 г/л диоксида кремния 30К.25 и 3,6 г/л сополимера типа РАА95/РУР5 (9=0,7 мг/м2). В этом случае процедура операции состояла из варьирования действия ионной силы ΔΙ на полимерный раствор и добавления суспензии диоксида кремния для предотвращения агрегации частиц диоксида кремния в суспензии.
ΔΙ (моль/Ι) | 0 | 10·3 | 5· 10’3 | 10·2 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 4,6 | 4 | 3,5 | 3,5 |
Вязкость после сдвига (мПа· с) | 45 | 30 | 27 | 22 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с'1) | 1430 | 1630 | 1110 | 690 |
Пример 10.
Получали систему РАЛ95/РУ15 - диоксид кремния 30К25. Концентрации диоксида кремния и полимера были соответственно 42,5 г/л и 1,795 г/л (О = 0,35 мг/м2). Значение рН было 8,4.
Было измерено время - время геля - необходимое для появления эффекта придания вязкости.
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 1300 | 800 | 700 | 650 | 625 | 600 |
Время геля (с) | 3 | 10 | 14 | 39 | 84 | 171 |
После воздействия сдвигового усилия использовали скорость 10 с-1 в течение более чем 1/2 ч, и поскольку вязкость не снижалась, это свидетельствовало о том, что после воздействия усилия эффект придания вязкости мог сохраняться при использовании очень низкой скорости, оставаясь обратимым.
Пример 11.
Испытание проводили в той же самой системе РАА90/РУТ10, 3,8825 г/л, и диоксид кремния 30К9 (16 г/л) [О = 0,8 мг], как для примера 7, заменяя конкурирующий агент Νметилпирролидоном ΝΜΡ
с чистотой 99,5% (масса 99 г/моль, плотность б20·! =1,0279 г/см3). Значение рН было 8,6, и проводимость была 178 мкСм/см.
Объемный % NΜΡ | 3 | 4 | 4,25 | 4,75 | 5 | 7 | 8 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· С) | 107 | 45 | 12,5 | 12,4 | 11,1 | 7,9 | 8,2 |
Вязкость после сдвига (мПа· с) | 663 | 400 | 111 | 127 | 88 | 24,2 | 17,8 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с’1) | 60 | 69 | 275 | 315 | 310 | 671 | 750 |
ΝΜΡ оказывал такое же влияние на реологическое поведение, как Тритон Х100: повышение критической скорости сдвига и снижение эффекта придания вязкости с повышением процента конкурирующего агента.
Пример 12.
Предыдущее испытание повторяли, добавляя полимер типа поливинилпирролидона (РУР) с молекулярной массой 10000 г/моль, продан ный Б1ИКА (К15), в качестве конкурирующего агента. Значение рН было 8,8, и проводимость составила 186 мкСм/см.
РУР действовал в качестве конкурирующего агента, но он менее предпочтителен вследствие небольших изменений в эффекте придания вязкости и неоднородности, обусловленной смесью сополимер-РУР.
Пример 13.
Снова использовали систему
РАА90/РУ110, 3,8825 г/л, и диоксид кремния 30К9 (16 г/л) [О = 0,8 мг]. Конкурирующим агентом был полиэтиленгликоль (ПЭГ) или поли(этиленоксид) (ПЭО) с молекулярной массой 400 г/моль и плотностью б20 4 = 1,13 г/см3. Значение рН было 8,3, и проводимость была 230 мкСм/см.
Объемный % ПЭГ400 | 1 | 1,5 | 1,75 | 2,5 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 404 | 55 | 26 | 7,7 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 3060 | 860 | 395 | 81 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с1) | 9,3 | 41 | 75 | 563 |
Пример 14.
Повторяли предыдущее испытание, в этот раз используя полиэтиленгликоль с более высокой массой (7500 г/моль). Значение рН было 8,3, и проводимость была 230 мкСм/см.
Объемный % ПЭГ7500 | 0,01 | 0,03 | 0,05 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 800 | 254 | 21 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 3000 | 2855 | 347 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 5 | 21 | 110 |
Пример 15.
Снова использовали систему
РАА90/РУ110, 3,8825 г/л, и диоксид кремния 30К9 (16 г/л) [О = 0,8 мг]. Конкурирующим агентом был сополимер 50:50 этиленгликоля и пропиленгликоля, ПЭГ-ППГ, с массой 4800 г/моль (В11/700, НОЕСН8Т). Значение рН было 9,07, и проводимость была 160 мкСм/см.
Объемный % ПЭО-ППО | 0,01 | 0,025 | 0,05 | 0,2 |
Вязкость в состоянии покоя (мПас) | 800 | 74 | 11 | 16 |
Вязкость после сдвига (мПа<) | 3170 | 606 | 205 | 26 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с’1) | 8 | 88 | 164 | 415 |
Этот пример показывает, что свойства по приданию вязкости проходят через максимум при добавлении конкурирующего агента.
Пример 16.
Снова использовали систему
РАА90/РУ110, 3,8825 г/л, и диоксид кремния 30К9 (16 г/л) [О = 0,8 мг]. В качестве конкурирующего агента добавляли различные типы спиртов жирного ряда от НОЕН8Т, со следующими характеристиками:
Коммерческое название продукта | Оепаро1 2822 | Оепаро1 3938 | Оепаро1 2908Ώ |
Углеродные цепи | С10/С12 | С12\С14 | С12/С15 |
Температура помутнения (1% водный раствор) | 39±1 | 45±1 | 30±1 |
Вязкость при 20°С (мПа· с) | 50 | 80 | 60-80 |
Тип спирта жирного ряда | Оепаро1 2822 | Сепаро1 3938 | Сепаро1 2908Ώ |
Рн | 9,1 | 9,2 | 9,1 |
Проводимость (мкСм/см) | 159 | 195 | 200 |
Мас.% спирта жирного ряда | 0,75 | 0,6 | 0,6 |
Вязкость в состоянии покоя (мПа· с) | 18 | 93 | 60 |
Вязкость после сдвига (мПа) | 256 | 1350 | 894 |
Минимальная критическая скорость сдвига (с-1) | 145 | 27 | 48 |
Пример 17.
Статическое испытание на скорость сдвига при промывании проводили с системой РАА90/РУ110, 3,8825 г/л и диоксид кремния 30К.9 (16 г/л) [О = 0,8 мг]: промывание от 0 до 10 с-1 в 2000 с, затем обратно. Полученная кривая приводится на фиг. 1 со скоростью сдвига γ (в с-1) в логарифмическом масштабе по абсциссе и вязкостью η) (в Па· с), также в логарифмическом масштабе, по ординате. На фигуре можно видеть, что эффект придания реовязкости абсолютно обратим.
Вышеприведенные примеры подчеркивают основные преимущества данного изобретения:
Полная обратимость эффекта придания реовязкости/ гелеобразования.
Возможность устранения или активации эффекта придания реовязкости/гелеобразования путем варьирования рН. Когда рН выше 9,5/10, поведение жидкости становится чисто ньютоновским, что позволяет жидкости перекачиваться. При регулировании значения рН ίη 8Йи в нужный момент путем снижения рН до 8,5, функция придания реовязкости/гелеобразования активируется. Регулирование значения рН ίη δίΐιι можно проводить с использованием средств, которые хорошо известны из уровня техники, например, с использованием продукта, который разлагается со временем и под действием температуры с выделением ионов Н+, с использованием кислоты или рН-буфера, близкого к 8,5, капсулированного в оболочке, которая растворяется или разрушается при данной температуре или которая разрушается при действии сдвига.
Хорошая устойчивость к повышению ионной силы среды, намеренно, путем добавления ионов или, случайно, путем растворения солей в геологических формациях или путем загрязнения подземными водами.
Возможное регулирование основной смеси (тот же самый полимер и тот же самый диоксид кремния) до нужного уровня реологических характеристик путем добавления конкурирующего агента.
Возможная реопексия путем разумного выбора полимерной композиции и ее пропорции и количества диоксида кремния.
Возможность сохранения геля при очень низкой скорости сдвига, после того, как он образовался при более высокой скорости сдвига, выше критической скорости сдвига (минимальная скорость сдвига для придания вязкости).
Пониженная цена полимера с высокой молекулярной массой.
Claims (10)
1. Жидкость на водной основе с вязкостью, регулируемой системой, состоящей из осажденных наночастиц диоксида кремния, имеющих диаметр меньше чем 70 нм, ассоциированных с водорастворимым сополимером с молекулярной массой выше 700000 г/моль, образованным, по меньшей мере, из 50% одного или нескольких водорастворимых сомономеров (I), имеющих низкое сродство или не имеющих сродства к диоксиду кремния, причем остальная часть образована одним или несколькими водорастворимыми сомономерами (II), которые адсорбируются на диоксиде кремния.
2. Жидкость по п. 1 , отличающаяся тем, что водорастворимый сополимер имеет молекулярную массу выше 1000000 г/моль, предпочтительно выше 2000000 г/моль.
3. Жидкость по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что сомономер (I) выбирают из следующих мономеров: акриламида, акриловой кислоты, метакриловой кислоты или любых других производных акриловой кислоты, с алкильной группой в β-положении, АМР8 (2-акриламидо2-метилпропансульфонат) или сульфированного стирола.
4. Жидкость по любому из пп. 1-3, отличающаяся тем, что сомономер (II) выбирают из следующих мономеров: винилпирролидона, винилимидазола (рН>6), винилпиридина, алкилвиниловых простых эфиров, Ν-винилацетамида, гидроксиэтилметакрилата и алкильных производных этих соединений.
5. Жидкость по любому из пп. 1-4, отличающаяся тем, что сополимер представляет собой сополимер типа (1-х)полиакриламид/х поливинилимидазола, где х равен числу в диапазоне от 0,05 до 0,2.
6. Жидкость по любому из пп. 1-4, отличающаяся тем, что сополимер представляет собой сополимер типа (1-х)полиакриламид/х поливинилпирролидон, где х равен от 0,05 до 0,2.
7. Жидкость по любому из пп. 1-6, отличающаяся тем, что диаметр частиц диоксида кремния меньше чем 10 нм.
8. Жидкость по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что концентрация сополимера находится в диапазоне от 0,5 до 10 г/л.
9. Жидкость по любому из пп. 1-8, отличающаяся тем, что число граммов сополимера на квадратный метр поверхности диоксида кремния находится в диапазоне от 0,1 до 2 мг/м2, предпочтительно в диапазоне от 0,2 до 1,5 мг/м2.
10. Жидкость по любому из пп.1-9, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит, по меньшей мере, один конкурирующий агент, выбранный из неионогенных поверхностно-активных веществ (в частности, спиртов жирного ряда);
поли(этиленоксидов) (ПЭО), поли(пропиленоксидов) (НПО) и их сополимеров с молекулярной массой выше 2000, предпочтительно выше 3000;
простых полиэфиров или Ν-замещенных амидов (таких как Ν-метилпирролидон, диметилформамид или изопропилакриламид);
диспергирующих агентов.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9801130A FR2774385B1 (fr) | 1998-02-02 | 1998-02-02 | Compositions liquides viscosifiantes ou gelifiantes de facon reversible sous l'effet de cisaillement |
PCT/EP1999/000327 WO1999038931A1 (en) | 1998-02-02 | 1999-01-20 | Liquid compositions which reversibly viscosify or gel under the effect of shear |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200000810A1 EA200000810A1 (ru) | 2001-02-26 |
EA002805B1 true EA002805B1 (ru) | 2002-10-31 |
Family
ID=9522443
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200000810A EA002805B1 (ru) | 1998-02-02 | 1999-01-20 | Жидкие композиции, которые под воздействием сдвигового усилия обратимо становятся вязкими или гелями |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6586371B1 (ru) |
EP (1) | EP1051452B1 (ru) |
JP (1) | JP2002501968A (ru) |
AU (1) | AU3250199A (ru) |
CA (1) | CA2319045C (ru) |
DE (1) | DE69906255T2 (ru) |
EA (1) | EA002805B1 (ru) |
FR (1) | FR2774385B1 (ru) |
NO (1) | NO326900B1 (ru) |
WO (1) | WO1999038931A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103897682A (zh) * | 2012-12-27 | 2014-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 三次采油提高采收率用组合物及其制备方法与用途 |
Families Citing this family (32)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2826015A1 (fr) | 2001-06-18 | 2002-12-20 | Schlumberger Services Petrol | Solutions aqueuses de polymere qui viscosifient de maniere reversible ou se transforment en gel de maniere reversible, sous l'effet d'un cisaillement |
US7405188B2 (en) * | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US7786049B2 (en) * | 2003-04-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
EP1591619A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-02 | Services Petroliers Schlumberger | Enhanced oil recovery method |
US7905287B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
US7943555B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
US8455404B2 (en) * | 2005-07-15 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
US7833945B2 (en) | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
CN101600775A (zh) * | 2006-09-20 | 2009-12-09 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于油田应用的具有剪切增稠和剪切胶凝特性的聚合物和纳米粒子配方 |
US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
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 |
CA2728013A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-23 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Maintaining shale stability by pore plugging |
US8309498B2 (en) * | 2009-09-24 | 2012-11-13 | Halliburtn Energy Services, Inc. | High temperature fracturing fluids and methods |
WO2014020061A1 (en) * | 2012-07-31 | 2014-02-06 | Basf Se | Method of enhanced oil recovery |
CN103450867B (zh) * | 2013-07-25 | 2016-01-20 | 中国科学院上海应用物理研究所 | 一种解决水锁效应的方法 |
CN106608974B (zh) * | 2015-10-21 | 2019-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液用增粘剂共聚缔合物及其制备方法 |
CN106608976B (zh) * | 2015-10-21 | 2019-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含淀粉增粘剂共聚缔合物及其制备方法 |
CN106609129B (zh) * | 2015-10-21 | 2019-03-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种增粘剂共聚缔合物及其制备方法 |
CN106608972B (zh) * | 2015-10-21 | 2019-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种增粘剂共聚缔合物的制备方法 |
CN106608973B (zh) * | 2015-10-21 | 2019-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种制备增粘剂共聚缔合物的方法 |
CN106608975B (zh) * | 2015-10-21 | 2019-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种接枝淀粉增粘剂共聚缔合物及其制备方法 |
US10480281B2 (en) | 2016-11-15 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Nanoparticle-based shear-thickening materials |
CN108794696A (zh) * | 2017-04-27 | 2018-11-13 | 中国石油天然气集团公司 | 一种减阻剂、制备方法及其应用 |
CA3067368A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | TenEx Technologies, LLC | Compositions and methods for treating subterranean formations |
US11327000B2 (en) * | 2018-05-21 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Detecting saturation levels of a core sample using magnetic fields |
WO2022051628A1 (en) | 2020-09-03 | 2022-03-10 | Saudi Arabian Oil Company | Injecting multiple tracer tag fluids into a wellbore |
US11560509B2 (en) | 2020-11-18 | 2023-01-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reversible mechanically triggered nanosilica gels |
US11660595B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with multiple porosity regions for reservoir modeling |
US11534759B2 (en) | 2021-01-22 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with mixed porosities for reservoir modeling |
US12000278B2 (en) | 2021-12-16 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well |
CN115321878B (zh) * | 2022-08-11 | 2023-08-11 | 龙岩学院 | 一种预拌高强混凝土黏度调节剂及其使用方法 |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3956145A (en) * | 1972-12-27 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Fluid for injection into a subterranean reservoir to displace hydrocarbons in the reservoir |
DE3631764A1 (de) * | 1986-09-18 | 1988-03-24 | Henkel Kgaa | Verwendung von quellfaehigen, synthetischen schichtsilikaten in waessrigen bohrspuel- und bohrlochbehandlungsmitteln |
US5391359A (en) * | 1993-01-29 | 1995-02-21 | Phillips Petroleum Company | Water dispersible thickeners comprising hydrophilic polymers coated with particulate fatty acids or the salts thereof |
US5616541A (en) * | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
US5728652A (en) * | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
US5728654A (en) * | 1995-08-25 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Stabilized fluids containing soluble zinc |
US6103671A (en) * | 1997-11-20 | 2000-08-15 | Texas United Chemical Company Llc. | Glycol solution drilling system |
-
1998
- 1998-02-02 FR FR9801130A patent/FR2774385B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-01-20 EP EP99932462A patent/EP1051452B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-01-20 AU AU32501/99A patent/AU3250199A/en not_active Abandoned
- 1999-01-20 US US09/601,127 patent/US6586371B1/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-01-20 WO PCT/EP1999/000327 patent/WO1999038931A1/en active IP Right Grant
- 1999-01-20 CA CA002319045A patent/CA2319045C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-01-20 JP JP2000529393A patent/JP2002501968A/ja active Pending
- 1999-01-20 EA EA200000810A patent/EA002805B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-01-20 DE DE69906255T patent/DE69906255T2/de not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-07-31 NO NO20003905A patent/NO326900B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103897682A (zh) * | 2012-12-27 | 2014-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 三次采油提高采收率用组合物及其制备方法与用途 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2002501968A (ja) | 2002-01-22 |
FR2774385A1 (fr) | 1999-08-06 |
NO326900B1 (no) | 2009-03-16 |
FR2774385B1 (fr) | 2000-08-18 |
EP1051452B1 (en) | 2003-03-26 |
US6586371B1 (en) | 2003-07-01 |
DE69906255D1 (de) | 2003-04-30 |
WO1999038931A1 (en) | 1999-08-05 |
NO20003905D0 (no) | 2000-07-31 |
CA2319045C (en) | 2008-10-14 |
NO20003905L (no) | 2000-10-02 |
EA200000810A1 (ru) | 2001-02-26 |
DE69906255T2 (de) | 2003-12-04 |
EP1051452A1 (en) | 2000-11-15 |
CA2319045A1 (en) | 1999-08-05 |
AU3250199A (en) | 1999-08-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA002805B1 (ru) | Жидкие композиции, которые под воздействием сдвигового усилия обратимо становятся вязкими или гелями | |
US6843841B2 (en) | Preventing flow through subterranean zones | |
US8592353B2 (en) | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations | |
US6194356B1 (en) | Gelling composition for wellbore service fluids | |
Suleimanov et al. | Preformed particle gels for enhanced oil recovery | |
US6823939B2 (en) | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores | |
PT78028B (en) | Process for the preparation of n-vinyl-lactames based polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US20060266522A1 (en) | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations | |
JPS6112706A (ja) | 水溶性共重合体の反転ミクロラテツクスの製造方法 | |
WO1999049183A1 (en) | Hydrophobically modified polymers for water control | |
US4439332A (en) | Stable emulsion copolymers of acrylamide and ammonium acrylate for use in enhanced oil recovery | |
CN106967196A (zh) | 一种耐高温阳离子聚丙烯酰胺抑制剂及其制备方法和应用 | |
US4690219A (en) | Acidizing using n-vinyl lactum/unsaturated amide copolymers | |
Lin et al. | Reentrant behavior of poly (vinyl alcohol)–borax semidilute aqueous solutions | |
US9688908B2 (en) | Temperature-stable, electrolytic hydrogel and method for stimulating crude oil and natural gas deposits | |
US3776310A (en) | Polyalkeneoxides and polyvinyl-pyrrolidones mobility control agent and process | |
US4578201A (en) | N-vinyl lactam/unsaturated amide copolymers in thickened acid compositions | |
BR112021008597A2 (pt) | processo para recuperação aprimorada de petróleo e fluido de injeção destinado ao uso no referido processo | |
WO1995026455A1 (en) | Downhole fluid control processes | |
CN114426821B (zh) | 堵水材料及其制备方法、泡沫型堵水剂以及它们的应用 | |
US7928041B2 (en) | Methods of treating a portion of a well with a polymer or polymer system capable of forming a gel that dissolves at a low and high pH | |
CN111087980A (zh) | 一种钻井液及其制备方法和应用 | |
US7932215B2 (en) | Methods of treating a portion of a well with a polymer or polymer system capable of forming a gel that dissolves at a low and high pH | |
AU2010222709B2 (en) | Methods of treating a portion of a well with a polymer or polymer system capable of forming a gel that dissolves at a low and high pH | |
US20230357629A1 (en) | Inverting surfactants for inverse emulsions |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |