EA005113B1 - Композиция загущающего агента и её применение - Google Patents

Композиция загущающего агента и её применение Download PDF

Info

Publication number
EA005113B1
EA005113B1 EA200201117A EA200201117A EA005113B1 EA 005113 B1 EA005113 B1 EA 005113B1 EA 200201117 A EA200201117 A EA 200201117A EA 200201117 A EA200201117 A EA 200201117A EA 005113 B1 EA005113 B1 EA 005113B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oxide
composition
alkyl
carbon atoms
glycol
Prior art date
Application number
EA200201117A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200201117A1 (ru
Inventor
Майкл Д. Хои
Ральф Франклин
Дуглас М. Лукас
Морис Дери
Рэнди Е. Добсон
Майкл Инджел
Джеймс Ф. Гэдберри
Раманаир С. Премачандран
Гленда Дел Кармен Вейл
Original Assignee
Акцо Нобель Н.В.
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
Application filed by Акцо Нобель Н.В. filed Critical Акцо Нобель Н.В.
Publication of EA200201117A1 publication Critical patent/EA200201117A1/ru
Publication of EA005113B1 publication Critical patent/EA005113B1/ru

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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—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
    • C09K8/02—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
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925—Completion or workover fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S524/00—Synthetic resins or natural rubbers -- part of the class 520 series
    • Y10S524/921—Elastic memory or heat shrinkable compositions

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Abstract

Способ регулирования реологии водных систем, в частности, предназначенных для подземного применения, предусматривающий впрыскивание водной вязкоэластичной жидкости, содержащей поверхностно-активный загущающий агент в систему. Вязкоэластичная поверхностно-активная композиция изобретения содержит в качестве загущающего агента по меньшей мере один жирный алифатический оксид амидоамина в гликольном растворителе. Композиция также поддерживает уровень свободной жирной кислоты и свободного амина в пределах критических параметров, чтобы достичь лучших характеристик. В вязкоэластичную жидкость могут быть введены добавки для обеспечения ее применения в стимулирующих жидкостях, буровом шламе, раздробляющих жидкостях и в применениях, таких как модифицирование проницаемости, уплотнение гравия, цементирование и подобные.

Description

Данное изобретение относится к композициям загущающих агентов, к содержащим их вязкоэластичным композициям и к способам и агентам для модифицирования реологического поведения водных жидкостей, таких как используемые при бурении скважин и подобных подземных работах.
Жидкости используют при бурении скважин, например, для охлаждения и смазки буровой коронки, для удаления пробуренных твердых веществ и другого шлама, для суспендирования пробуренных кусочков породы и другого шлама, если колонка с жидкостью статична, для регулирования давления под поверхностью, для предотвращения сжатия или обрушения породы, для суспендирования подходящих агентов и для минимизации повреждений любой потенциально продуктивной зоны. В стимулировании (гидравлическом) работ жидкости применяют для передачи давления от одного места к другому.
Буровые жидкости и стимулирующие жидкости могут быть на водной или масляной основе. Обычно буровые и стимулирующие жидкости на основе воды могут содержать один или более водных жидких загустителей, смазок и ингибиторов коррозии. Водная жидкость может быть пресной водой или рассолом и может содержать водные растворы кислот, щелочи, низшие спирты (метанол, этанол и пропанол), гликоли и подобные, при условии, что смешивающаяся с водой жидкость не оказывает неблагоприятного влияния на вязкоэластичные свойства водной жидкости. В воду и водные суспензии твердых частиц, таких как глина, могут также быть включены эмульсии несмешивающихся жидкостей.
Вязкоэластичность является желательным реологическим свойством буровых жидкостей, рабочих или завершающих жидкостей и стимулирующих жидкостей, которая может быть обеспечена агентами, модифицирующими жидкость, такими как полимерные агенты и поверхностно-активные загущающие агенты. Вязкоэластичными жидкостями являются такие, в которых приложение давления приводит к возникновению деформации, которая относительно медленно достигает равновесного значения. Поэтому вязкоэластичные жидкости могут вести себя как вязкая жидкость или эластичное твердое тело в зависимости от давления в системе. Вязкоэластичность в жидкостях, которая вызвана поверхностно-активными веществами, может проявлять себя в поведении, снижающем скорость сдвига. Например, если указанную жидкость пропускают через насос или вблизи вращающейся коронки бура, жидкость проявляет низкую вязкость. Если сила сдвига ослаблена, жидкость возвращается в свое более вязкое состояние. Это потому, что вязкоэластичное поведение вызывается поверхностной агрегацией в жидкости. Такая агрегация приспособлена к условиям в жидкости и дает различные формы агрегации при различных напряжениях сдвига. Так можно иметь жидкость, которая ведет себя как вязкая жидкость при низком сдвиге, и как слабовязкая жидкость при более высоком сдвиге. Вязкоэластичная жидкость имеет также эластичный компонент, который проявляет себя в величине производительности. Это позволяет вязкоэластичной жидкости суспендировать нерастворимые вещества, например песок, в течение более длительного времени, чем вязкой жидкости с такой же кажущейся вязкостью.
Другой функцией агентов, модифицирующих жидкость в приложении к нефтяному бурению, является модифицирование проницаемости. Второе извлечение нефти из пластов влечет за собой дополнение искусственными средствами природной энергии, свойственной пластам, для извлечения нефти. Например, если нефть заполняет пористую породу, часто ее извлекают подачей сжатой жидкости, такой как рассол, через одно или более буровых отверстий (инъекционных буровых скважин), образованных в пластах, для нагнетания нефти к буровой скважине, из которой она может быть извлечена. Однако порода часто имеет участки высокой и низкой проницаемости. Впрыснутый рассол может находить путь через участки высокой проницаемости, оставляя неизвлеченную нефть в участках с низкой проницаемостью.
Для решения указанной проблемы использовали различные способы. Например, в патенте И8 № 5101903 описан способ уменьшения проницаемости более проницаемых зон подземной породы, имеющей неоднородную проницаемость. Способ предусматривает впрыскивание в породу смеси поверхностно-активного вещества и спирта; смесь вводят в количестве, эффективном для уменьшения проницаемости более проницаемой зоны породы. Предпочтительным поверхностно-активным веществом является оксид амина, такой как оксид диметиламина жира, доставленный в воде. Описанным спиртом является изопропанол. Способ может предусматривать дополнительную стадию впрыскивания слага спирта с последующим впрыскиванием смеси поверхностно-активного вещества и спирта.
В патенте И8 № 4745976 предложен способ частичного или полного блокирования высокопроницаемых участков пластов. Технология основана на способности индуцировать фазовые переходы в растворах поверхностно-активных веществ путем изменения противоионов или путем прибавления небольших количеств различных поверхностно-активных веществ. Водный раствор ионного поверхностно-активного вещества может иметь вязкость раствора, только слегка отличающуюся от рассола, но повышение концентрации соли или добавление многовалентных противоионов может заставить поверхностно-активное вещество образовать твердый осадок или гелеобразную структуру поверхностно-активное вещеоксидом амидоамина общей к, о
I ί высокой вязкости. В способе патента и8 № 4745976 первый раствор поверхностноактивного вещества впрыскивают в породу с последующей водорастворимой промежуточной жидкостью с последующим вторым раствором поверхностно-активного вещества. Ιη δίΐιι смешивание двух растворов поверхностноактивных веществ вызвано тенденцией различных типов поверхностно-активных веществ проходить с различными скоростями через пласт. Композиции первого и второго растворов поверхностно-активных веществ выбраны таким образом, чтобы после смешивания выпавшая гелеобразная структура вызвала блокирование высокопроницаемой зоны пласта.
В соответствии с данным изобретением реологию водной жидкости модифицируют способом, который предусматривает добавление к водной жидкости количества загущающего агента, достаточного для образования вязкоэластичной жидкости, загущающий агент и/или вязкоэластичное ство являются формулы Ι о
II
К,— С—Ν—К,-Ν—К,
I
8. (I) где В! означает насыщенную или ненасыщенную алифатическую группу с линейной или разветвленной цепью, с от 7 до 30 атомами углерода, В2 означает двухвалентную алкиленовую группу с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и В3 и В4 означают независимо друг от друга С1-С4-алкильную или гидроксиалкильную группы или вместе они образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до шести членов, и В5 означает водород или С1-С4алкильную или гидроксиалкильную группу.
Вышеупомянутые загущающие агенты преимущественно образуют прозрачные гели, которые не подвергаются фазовому разделению в течение длительного периода времени и проявляют высокую теплостойкость.
Данное изобретение в целом относится к композиции загущающего агента, к водной вязкоэластичной композиции, содержащей указанный загущающий агент, к способу изготовления указанной композиции загущающего агента, к способу стимулирования и/или модифицирования проницаемости подземной породы загущающим агентом и/или водной вязкоэластичной композицией данного изобретения, и к буровым жидкостям, завершающим жидкостям, рабочим жидкостям и подобным, содержащим композицию загущающего агента данного изобретения. Композиции загущающего агента данного изобретения также могут быть использованы для загущения других водных систем, таких как применяемые в чистящих композициях, покрытиях на водной основе, моющих сред ствах, индивидуальных составах для ухода, асфальтовых составов на водной основе и подобных.
Водная вязкоэластичная композиция, особенно применимая в подземных работах, может быть получена добавлением одного или более загущающих агентов, таких как описано ниже. Концентрация загущающего агента в водной композиции обычно находится в интервале от примерно 0,5% до примерно 10% по массе, предпочтительно от примерно 2% до примерно 8% по массе, и более предпочтительно от примерно 4% до примерно 6% по массе на основе общей массы композиции. Водная композиция изобретения может содержать неорганические соли и различные добавки, как описано здесь ниже. Такую композицию преимущественно впрыскивают в, например, подземную систему для использования в бурении, стимулировании (таком как гидравлическое раздробление), для модифицирования подземных пластов и для применений, таких как уплотнение гравием и цементирование.
Предложенные и описанные здесь загущающие агенты являются поверхностноактивными веществами, которые могут быть добавлены отдельно или могут быть использованы как первичные компоненты водной вязкоэластичной композиции данного изобретения.
Композиция загущающего агента данного изобретения содержит по меньшей мере один гликоль и по меньшей мере один оксид амидоамина, имеющий структуру о к,о
II IΪ
К, —С—Ν—Й!—Ν—В,
I (I) где В1 означает насыщенную или ненасыщенную алифатическую группу с линейной или разветвленной цепью, с от 7 до 30 атомами углерода, предпочтительно от 14 до 21 атома углерода. Более предпочтительно В1 означает жирную алифатическую (группу), производную от природных жиров или масел, имеющих йодное число от примерно 1 до примерно 140, предпочтительно от примерно 30 до примерно 90, более предпочтительно от 40 до примерно 70. В1 может быть ограничена единственной длиной цепи или может иметь смешанную длину цепи, такую как группы, производные от природных жиров и масел или нефтяного сырья. Предпочтительны алкил таллового жира, алкил отвержденного таллового жира, алкил рапсового масла, алкил отвержденного рапсового масла, алкил таллового масла, алкил отвержденного таллового масла, алкил масла какао, олеил или алкил соевого масла. В2 означает линейную или разветвленную, замещенную или незамещенную двухвалентную алкиленовую группу с от 2 до 6 атомами углерода, предпочтительно с от 2 до 4 атомами углерода и более предпочтительно с 3 атомами углерода. В3 и В4 являются одинако5 выми или различными и выбраны из алкильных или гидроксиалкильных групп с от 1 до примерно 4 атомами углерода и предпочтительно означают гидроксиэтил или метил. В качестве альтернативы В3 и В4 в оксиде амидоамина формулы I вместе с атомом азота, с которым указанные группы связаны, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов. Наконец, В5 означает водород или С1-С4алкильную или гидроксиалкильную группу. Иллюстрацией указанных оксидов амидоаминов являются производные:
он о
Другие примеры оксидов амидоаминов, предусмотренные данным изобретением, включают, но не ограничиваются ими, выбранные из группы, состоящей из оксида амидоалкиламина таллового жира, оксида амидоалкиламина от вержденного таллового жира, оксида амидоал киламина рапсового масла, оксида амидоалки ламина отвержденного рапсового масла, оксида амидоалкиламина таллового масла, оксида ами доалкиламина отвержденного таллового масла, оксида амидоалкиламина масла какао, оксида стеариламидоалкиламина, оксида олеиламидоалкиламина, оксида амидоалкиламина соевого масла и их смесей. Предпочтительными специфическими примерами оксидов амидоаминов данного изобретения являются, но ими не ограничиваются, следующие: оксид амидопропилдиметиламина таллового жира, оксид амидопропилдиметиламина гидрированного таллового жира, оксид амидопропилдиметиламина соевого масла, оксид олеиламидопропилдиметиламина, оксид эруциламидопропилдиметиламина, оксид амидопропилдиметиламина рапсового масла, оксид амидопропилдиметиламина гидрированного рапсового масла, оксид амидопропилдиметиламина таллового масла, оксид ами допропилдиметиламина гидрированного таллового масла, оксиды амидопропилдиметиламинов С14-С22-насыщенных или ненасыщенных жирных кислот или их смеси.
В предпочтительном выполнении текучую концентрированную аминоксидную композицию загущающего агента в соответствии с данным изобретением получают реакцией третичного амина с концентрированным пероксидом водорода в смешиваемом гликоле в качестве растворителя. Количество гликоля, которое должно быть добавлено, определяется требуемой концентрацией раствора оксида амина.
Использованные гликоли являются растворителями с высокой температурой воспламенения, которые растворяют третичные амины, оксиды аминов и воду из реагента пероксида водорода. Если в качестве растворителя используют воду, получают гель/пасту с максимальной концентрацией оксида амина 20-30%. Если в качестве растворителя использовать спирт, такой как изопропанол, продукт будет иметь низкую температуру воспламенения и может рассматриваться как воспламеняемый. Таким образом, спирты, такие как изопропанол, способны модифицировать структуру образовавшихся при этом поверхностно-активных агрегатов, негативно влияя на способность раствора оксида амина загущаться. Использование гликолей в соответствии с данным изобретением преодолевает недостатки современного уровня техники и позволяет получать концентрированные вязкоэластичные композиции оксидов аминов, имеющие лучшую загущающую способность.
В качестве альтернативы, аминоксидная композиция загущающего агента в соответствии с данным изобретением может быть получена реакцией третичного амина с концентрированным пероксидом водорода в спиртовом растворителе, таком как изопропанол, но, как указано выше, поскольку спиртовые растворители, такие как изопропанол, оказывают вредное влияние на характеристики загущающего агента, предпочтительно, чтобы спирт был удален из конечного продукта и заменен гликольным растворителем.
Хотя в соответствии с данным изобретением может быть использован любой гликольный растворитель, наиболее предпочтительными гликолями являются, но не ограничивают их, этиленгликоль, бутиленгликоли, диэтиленгликоль, полипропиленгликоль, полиэтиленгликоль, глицерин, пропиленгликоли, тетраметиленгликоль, тетраметилэтиленгликоль, триметиленгликоль и подобные. Пропиленгликоли, например, 1,2-пропандиол, являются наиболее предпочтительными гликолями.
В данном способе также важно минимизировать количество образующейся свободной жирной кислоты, так как свободная жирная кислота вредна для загущающих агентов данного изобретения. В частности, загущающие агенты в соответствии с данным изобретением придают более высокую вязкость водному раствору, если оксид амина содержит менее 5% свободной жирной кислоты, предпочтительно менее 3% свободной жирной кислоты и наиболее предпочтительно менее 1% свободной жирной кислоты. Чтобы достичь такого низкого уровня свободной жирной кислоты, важно использовать катализатор окисления в вышеупомянутом способе для получения загущающих агентов данного изобретения. Предпочтительными катализаторами окисления, но не ограничивающими их, являются растворенный диоксид углерода, карбонатная соль, бикарбонатная соль и подобные. Подобная каталитическая система описана в патенте И8 № 4960934, который приведен здесь в качестве ссылки.
Возможно также использование пассиватора. Это помогает стабилизировать продукт при более высокой температуре во время хранения. Предпочтительным пассиватором является фосфонатная соль, такая как фосфонатные соли, продающиеся 8о1иИа™ под названием Эсдис81К. Предпочтительным продуктом является ЭсдискГ® 2010. Пассиватор может быть добавлен либо во время процесса изготовления композиции загущающего агента данного изобретения, либо в любой момент после этого.
Композиция загущающего агента данного изобретения также дает более высокую вязкость водного раствора, если содержание оксида амина составляет менее 10%, но более 0,5% свободного амина, предпочтительно между 8 и 2% свободного амина, и наиболее предпочтительно между примерно 6 и 3% свободного амина.
Концентрация композиции загущающего агента предпочтительно находится в интервале от примерно 1% до примерно 10% в зависимости от желаемой вязкости, более предпочтительно от примерно 3 до 8% и наиболее предпочтительно от примерно 4 до примерно 6%.
Водная вязкоэластичная композиция данного изобретения, содержащая композицию загущающего агента данного изобретения, может также содержать неорганические соли (например, рассол, который содержит щелочнометаллические соли, щелочноземельнометаллические соли и/или аммонийные соли) и другие добавки, модифицирующие вязкость (например, такие как целлюлоза). Рассолы, загущенные указанными агентами, преимущественно использованы как агенты, отводящие воду, выталкивающие жидкости, раздробляющие жидкости, буровой шлам, уплотняющие гравием жидкости, буровые жидкости, рабочие жидкости, завершающие жидкости и подобные.
Композиции загущающего агента данного изобретения могут также быть использованы для большинства других водных гелевых систем, включая, но не ограничивая, применение в чистящих и дезинфицирующих композициях, покрытиях на водной основе (например, красках), моющих составах, индивидуальных средствах для ухода, асфальтовых системах на водной основе, бетоне, строительных материалах (например, строительных растворах, штукатурке, связующих и подобных), сельскохозяйственных агентах, регулирующих ползучесть, и подобных.
Будучи использованной в стимулирующих целях, вязкоэластичная жидкость может, но не обязательно, содержать смазки, ингибиторы коррозии и различные другие добавки.
Смазками могут быть соли металлов или аминов серо-, фосфор-, боросодержащих органических или карбоновых кислот. Типичными для таких солей являются карбоновые кислоты с от 1 до 22 атомами углерода, включая как ароматические, так и алифатические кислоты; серные кислоты, такие как алкил- и ароматические сульфоновые кислоты и подобные; фосфорные кислоты, такие как фосфорная кислота, фосфористая кислота, фосфиновая кислота, эфиры кислых фосфатов и аналогичные серные гомологи, такие как тиофосфорная и дитиофосфорная кислоты и родственные эфиры кислот; меркаптобензотиазол; боросодержащие кислоты, включая борную кислоту, кислые бораты и подобные; и соли аминов лауриновой кислоты.
Ингибиторами коррозии могут быть нитриты, нитраты, фосфаты, силикаты и бензоаты щелочных металлов. Типичными подходящими органическими ингибиторами являются кислотные соединения, нейтрализованные гидрокарбиламинами и гидроксизамещенными гидрокарбиламинами, такие как нейтрализованные фосфаты и эфиры гидрокарбилфосфатов, нейтрализованные жирные кислоты (например, содержащие от 8 до 22 атомов углерода), нейтрализованные ароматические карбоновые кислоты (например, 4-(трет-бутил)бензойная кислота), нейтрализованные нафтеновые кислоты и нейтрализованные гидрокарбилсульфонаты. Применимы также смешанные соли эфиров алкилированных сукцинимидов. Ингибиторами коррозии также могут быть алканоламины, такие как этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и соответствующие пропаноламины, также как и морфолин, этилендиамин, Ν,Ν-диэтилэтаноламин, альфа- и гамма-пиколины, пиперазин и изопропиламиноэтанол.
Стимулирующие жидкости могут также содержать добавки для специального применения для оптимизации характеристик жидкости. Примерами являются пигменты; красители; отдушки, такие как цитронелловое масло; бактерициды и другие противомикробные вещества; хелатирующие агенты, такие как натриевая соль тетраацетата этилендиамина или нитрилотриуксусная кислота; антифризы, такие как этиленгликоль и аналогичные полиоксиалкиленполиолы; антивспениватели, такие как кремнийсодержащие агенты, и агенты, стабилизирующие сдвиг, такие как коммерчески доступные полиоксиалкиленполиолы. Также могут быть добавлены противоизносные агенты, модификаторы трения, агенты против сдвига и смазки. Включают также противозадирные присадки, такие как эфиры фосфатов и диалкилдитиофосфат цинка.
Предложенные и описанные здесь поверхностно-активные вещества преимущественно используют в качестве загущающих агентов для раздробляющих жидкостей. Такие жидкости создают каналы или трещины в зонах пласта, продуцирующего нефть, чтобы улучшить образование нефти при условии высокой проницаемости пути от пласта породы к буровой скважи не. Обычно раздробляющие жидкости закачивают в зоны с низкой проницаемостью под давлением, превышающим вес покрывающих пластов породы, вызывая этим щели и трещины в пластах породы. Поддерживающие агенты (например, в виде частиц) прибавляют к жидкости для предотвращения закрытия индуцированных трещин после введения жидкости путем поддерживания открытыми индуцированных щелей и трещин. Загущающие агенты добавляют к жидкости, чтобы переносить указанные закрепляющие агенты и уменьшить утечку жидкости. В зонах с высокой проницаемостью могут быть использованы различные способы, но часто применяют жидкие загустители.
Описанные здесь загущающие агенты обеспечивают некоторые преимущества перед полимерами (например, полисахаридами), обычно используемыми в качестве загущающих агентов для жидкостей нисходящих скважин. Например, соединения, предложенные здесь (в частности, оксиды амидоаминов и, более конкретно, оксиды алкиламидопропиламинов), будучи использованы в качестве загущающих агентов для жидкостей нисходящих скважин, образуют меньше остатков в породе, которые могут быть результатом повреждения пласта во время или после процесса в нисходящей скважине.
Таким образом, легче получить загущенную жидкость по сравнению с полимерами, которые обычно должны быть гидратированы, и загущенная жидкость может быть предназначена для расщепления при температурах породы или других факторах, таких как окислители или кислоты. Можно также расщепить загущенную жидкость путем использования растворителей, таких как углеводороды, спирты или даже нефть из породы. Загущающие агенты, предложенные ниже, применимы в широком диапазоне температур в зависимости от длины цепи и могут участвовать в извлечении нефти из породы.
Подходящая жидкость для наклонной скважины может содержать пресную воду или морскую воду или рассол, содержащий хлорид натрия (обычно 1-5% по массе) и/или хлорид кальция (обычно 0,5-3% по массе), к которым (может быть добавлено) от примерно 3 до примерно 10%, и предпочтительно от примерно 4 до примерно 6% одного или более загущающих агентов в соответствии с данным изобретением.
Для целей селективного модифицирования проницаемости подземной породы один или более загущающих агентов могут быть сначала смешаны с водой, предпочтительно содержащей гликоль, с образованием вязкоэластичной жидкости, которую затем впрыскивают в пласты породы в количестве, эффективном для уменьшения проницаемости более проницаемой(ых) зоны(зон) породы. Концентрация загущающего агента в жидкости может быть от примерно 0,5 до примерно 10%, предпочтительно от примерно 2 до примерно 8% и более предпочтительно от примерно 4 до примерно 6% по массе. Важно также, чтобы загущающий агент содержал менее примерно 1% свободной жирной кислоты и между примерно 2 и 8% свободного амина для оптимизации характеристик. Применения спирта, такого как изопропанол, следует избегать, так как он разрушает вязкоэластичный характер загущающих агентов данного изобретения.
Следующие неограничивающие примеры иллюстрируют способ модифицирования реологического поведения водных жидкостей в соответствии с данным изобретением.
Пример 1. Получение загущающего агента в соответствии с данным изобретением.
Методика
Загружают (8,4 фунта) амидопропилдиметиламин таллового жира (ТАРА), (7,0 фунта) растворитель (пропиленгликоль или изопропанол) и (1,8 г) Осс.|ис51 2010 в реактор емкостью 3 галлона. Определяют эквивалентный вес нетто (ΝΕ) амидопропиламина таллового жира. Затем загружают (70 г) бикарбоната аммония. Нагревают реактор до 50°С и продувают сверху азотом. Затем медленно добавляют 3% молярный избыток 70% Н2О2, поддерживая температуру реакции при 55-60°С. Реакция сильно экзотермична. Далее добавляют Н2О2 со скоростью ~8,5 г/мин (минимум в течение 60 мин). Необходим строгий контроль за температурой, чтобы минимизировать (образование) нежелательных побочных продуктов. После окончания добавления Н2О2 реакционную смесь выдерживают при 55°С до (остатков) свободного амина в соответствии с техническими требованиями.
Пример 2. Сравнительное испытание вязкости.
Все образцы вязкости были изучены на ротационном вискозиметре ВгоокПеИ Όν ΙΙ+ с коническим или плоским датчиком. Для всех проб использовали датчик СР52. Способ, использованный для калибрования зазора, описан в ручных операциях. Зазор калибровали отдельно для каждого изученного температурного интервала. Все измерения вязкости производили при постоянной скорости вращения 0,5 об./мин. Инструмент был откалиброван при 0,5 об./мин с применением стандартов вязкости 1000, 5000, 10000, 15000 и 20000 СР. Использованные образцы были активностью 6% (композиция оксида амина) в 3% водном растворе КС1 (вес/вес). Образцы получали согласно следующей процедуре: 6 г вещества помещали в колбу, при постоянном перемешивании, с 94 г водного КС1 (4%), и смесь перемешивали при 60°С один час. Затем образец выдерживали в течение ночи в печи при 60°С. Полученный гель использовали для проведения пробы вязкости с применением ВтоокйеИ. Обычно для измерений использовали аликвотный объем 1,5 мл. Все значения вязкости приведены в сантипуазах (сПз).
Использование пропиленгликоля в качестве растворителя неожиданно дает преимущества в вязкости. На современном уровне техники оксиды аминов готовят в водном или спиртовом растворителе, таком как изопропанол. Трудно, если не невозможно, приготовить высокоактивную композицию оксида амидоамина в воде, так как 10% активный раствор генерирует густой гель и при менее 20% активности в воде образуется паста. Если используют изопропанол, могут быть приготовлены концентрированные растворы, но присутствие изопропанола оказывает вредное действие на применение продукта для генерирования гелей в воде. Чтобы продемонстрировать вредное влияние спирта на данную систему и продемонстрировать неожиданно превосходные результаты данного изобретения в соответствии с общей процедурой примера 1 были приготовлены два образца: один с гликолем согласно данному изобретению и один в изопропаноле согласно современному уровню техники. Затем сравнивали вязкость указанных тестовых образцов. Данные приведены в таблице I ниже.
Таблица I
Температура ТАРАО в изопропаноле ТАРАО в полиэтиленгликоле
(вС) 30% активность (сПз) 50% активность (сПз)
25 650 18,070
30 600 14,578
35 450 10,240
40 200 12,530
45 15,400
50 16,600
55 14,780
60 8, 691
65 3,270
70 1,866
75 789
80 447
Как ясно видно из приведенных данных, высокоактивная композиция оксида амидоамина, приготовленная в гликоле в соответствии с данным изобретением, демонстрирует неожиданно превосходящий уровень вязкости по сравнению с высокоактивными композициями оксида амидоамина, приготовленными в изопропаноле.
Обнаружено также, что количество свободного амина и жирной кислоты в оксиде амидоамина оказывает очень сильный эффект на вязкость геля, генерированного при помощи водной вязкоэластичной композиции данного изобретения. Эго показано в таблице II ниже. Предпочтительная композиция содержит свободный амин (в количестве) более 1%, но менее 10%, и содержание жирной кислоты составляет менее 5%. Образцы А-К приготовлены с применением общего способа примера 1 с пропиленгликолем в качестве растворителя.
Таблица II. Изменение (количества) свободного амина (все данные вязкости даны в сПз)
Темп. (°С) Образец А свободный амин 0,2%, жирная кислота 1,8% Образец В свободный амин 1,7%, жирная кислота 1,8% Образец С свободный амин 2,9%, жирная кислота 1,8% Образец О свободный амин 3,0%, жирная кислота 1,8% Образец Е свободный амин 8,0%, жирная кислота 2, 3%
25 9,234 16,900 18,070 18,200 18,850
30 11,640 15,100 14,578 13,850 14,870
35 11,900 12,680 10,240 10,760 11,086
40 11,720 12,120 12,530 13,670 13,980
45 11,500 12,350 15,400 15,100 15,400
50 9, 450 13,970 16,600 15,610 17,100
55 6, 850 14,220 14,780 16,100 17,300
60 3,041 8,718 8,691 8,691 12,846
65 1,179 4,368 3, 270 4,400 4,827
70 470 2285 1, 866 2,746 1,245
75 423 1,237 789 1, 935 1,200
80 400 445 447 1,270 895
Таблица III. Изменение (количества) жирной кислоты (все результаты вязкости даны в сПз)
Темп. (’С) Образец р свободный амин 0,2%, жирная кислота 1,8% Образец О свободный амин 1,3%, жирная кислота 2,6% Образец н свободный амин 1,3%, жирная кислота 6,5% Образец I свободный амин 3,6%, жирная кислота 6, 2% Образец 3 свободный амин 7,2%, жирная кислота 6, 3%
25 9,234 16,750 11,530 12,200 14,780
30 11,640 18,540 9,897 12,660 15,660
35 11,900 15,350 6, 727 8,570 10,780
40 11,720 13,820 3,962 6, 303 6, 967
45 11,500 14,610 1,050 1,493 2,285
50 9, 450 18,560 387 589
55 6, 850 18,975
60 3, 041 13,730
65 1,179 8,238
70 470 3, 696
7 5 423 2,500
80 400 1,880
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims (38)

1. Композиция загущающего агента, содержащая по меньшей мере один гликоль в качестве растворителя и в качестве загущающего агента по меньшей мере один оксид амидоамина общей формулы (I) ок,о II I*
К, — С—Ν—К,—Ν—В,
I **(I) где И| означает насыщенную или ненасыщенную, алифатическую группу с линейной или с разветвленной цепью, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, И2 означает насыщенную или ненасыщенную двухвалентную алкиленовую группу с линейной или разветвленной цепью, содержащую от 2 до 6 атомов углерода, И2, и И2 одинаковые или различные и означают алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, или И3 и И4 вместе с атомом азота, с которым они связаны, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов, и К5 означает водород или алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, причем указанная композиция загущающего агента содержит менее примерно 10% свободной жирной кислоты.
2. Композиция по π. 1, которая содержит примерно 2-10% свободного амина.
3. Композиция по п.1, где Я! означает алифатическую группу с 15-21 атомами углерода и
И2 означает алкиленовую группу с 2-4 атомами углерода.
4. Композиция по п.1, где И означает алифатическую группу, производную от природных жиров и масел, имеющих йодное число от примерно 1 до примерно 140, и И2 означает алкиленовую группу, содержащую 3 атома углерода.
5. Композиция по п.1, где Я1 выбран из группы, состоящей из алкила таллового жира, алкила отвержденного таллового жира, алкила рапсового масла, алкила отвержденного рапсового масла, алкила таллового масла, алкила отвержденного таллового масла, алкила масла какао, стеарила, олеила и алкила соевого масла, И2 означает алкиленовую группу, содержащую три атома углерода, и каждый из И3 и И4 означает метил.
6. Композиция по п.1, где И3 и В4 вместе с азотом амина, с которым они связаны, образуют гетероциклическую группу, содержащую 5членное кольцо, производное от пирролидина.
7. Композиция по п.1, где И3 и В4 вместе с азотом амина, с которым они связаны, образуют гетероциклическую группу, содержащую 6членное кольцо, производное от пиперидина.
8. Композиция по п.1, где И3 и В4 вместе с азотом амина, с которым они связаны, образуют гетероциклическую группу, содержащую 6членное кольцо, производное от морфолина.
9. Композиция по п.1, где по меньшей мере один гликольный растворитель выбран из группы, состоящей из этиленгликоля, бутиленгликолей, диэтиленгликоля, пропиленгликолей, полиэтиленгликоля, полипропиленгликоля, глицерина, тетраметиленгликоля, тетраметилэтиленгликоля, триметиленгликоля и их смесей.
10. Композиция по п.1, где указанный оксид амидоамина выбран из группы, состоящей из оксида амидоалкиламина таллового жира, оксида амидоалкиламина отвержденного таллового жира, оксида амидоалкиламина рапсового масла, оксида амидоалкиламина отвержденного рапсового масла, оксида амидоалкиламина таллового масла, оксида амидоалкиламина отвержденного таллового масла, оксида амидоалкиламида масла какао, оксида стеариламидоалкиламина, оксида олеиламидоалкиламина, оксида амидоалкиламина соевого масла и их смесей.
11. Композиция по п.1, где указанный оксид амидоамина выбран из группы, состоящей из оксида амидопропилдиметиламина таллового жира, оксида амидопропилдиметиламина гидрированного таллового жира, оксида амидопропилдиметиламина соевого масла, оксида олеиламидопропилдиметиламина, оксида эруциламидопропилдиметиламина, оксида амидопропилдиметиламина рапсового масла, оксида амидопропилдиметиламина гидрированного рапсового масла, оксида амидопропилдиметиламина таллового масла, оксида амидопропилдиметиламина гидрированного таллового масла, оксидов амидопропилдиметиламинов С14-С22-насы щенных или ненасыщенных жирных кислот и их смесей.
12. Композиция по п.1, где указанный оксид амидоамина выбран из группы, состоящей из оксида амидопропилдиметиламина таллового жира, оксида амидопропилдиметиламина гидрированного таллового жира, оксида амидопропилдиметиламина соевого масла, оксида олеиламидопропилдиметиламина, оксида эруциламидопропилдиметиламина, оксида амидопропилдиметиламина рапсового масла, оксида амидопропилдиметиламина гидрированного рапсового масла, оксида амидопропилдиметиламина таллового масла, оксида амидопропилдиметиламина гидрированного таллового масла, оксидов амидопропилдиметиламинов С14-С22-насыщенных или ненасыщенных жирных кислот и их смесей, и указанные гликоли выбраны из группы, состоящей из этиленгликоля, бутиленгликолей, диэтиленгликоля, пропиленгликолей, полиэтиленгликоля, полипропиленгликоля, глицерина, тетраметиленгликоля, тетраметилэтиленгликоля, триметиленгликоля и их смесей.
13. Водная вязкоэластичная композиция, содержащая композицию загущающего агента по п.1.
14. Композиция по п.13, содержащая от примерно 0,5 до примерно 10 мас.% композиции загущающего агента.
15. Композиция по п.14, содержащая от примерно 2 до примерно 8 мас.% композиции загущающего агента.
16. Способ регулирования реологии водной системы, предусматривающий:
a) приготовление композиции загущающего агента, содержащей один или более амидоаминооксидных загущающих агентов общей формулы (I) о в,о
II
К, — С—Ν—В,—Ν—К,
I *·(I) где И означает насыщенную или ненасыщенную, алифатическую группу с линейной или с разветвленной цепью, с от 7 до 30 атомами углерода, И2 означает насыщенную или ненасыщенную, замещенную или незамещенную двухвалентную алкиленовую группу с от 2 до 6 атомами углерода, И3 и В4 одинаковые или различные и означают алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, или И3 и И4 вместе с атомом азота, с которым они связаны, означают гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов, и И5 означает водород или алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, причем указанный оксид амидоамина находится в гликольном растворителе и содержит менее примерно 10% свободной жирной кислоты, и
b) добавление указанной композиции загущающего агента к водной жидкости в количе15 стве, достаточном для образования вязкоэластичной композиции.
17. Способ по п.16, где указанная композиция загущающего агента содержит от примерно 2 до примерно 10% свободного амина.
18. Способ по п.16, где К1 означает алифатическую группу с 15-21 атомами углерода и К2 означает алкиленовую группу с 2 - 4 атомами углерода.
19. Способ по п.16, где Κι означает алифатическую группу, производную природных жиров и масел, имеющих йодное число от примерно 10 до примерно 100, и К2 означает алкиленовую группу, содержащую 3 атома углерода.
20. Способ по п.16, где К1 выбран из группы, состоящей из алкила таллового жира, алкила отвержденного таллового жира, алкила рапсового масла, алкила отвержденного рапсового масла, алкила таллового масла, алкила отвержденного таллового масла, алкила масла какао, стеарила, олеила и алкила соевого масла, К2 означает алкиленовую группу, содержащую три атома углерода, и каждый из К3 и К4 означает метил.
21. Способ по п.16, где К3 и К4 вместе с азотом амина, с которым они связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую 5членное кольцо, производное пирролидина.
22. Способ по п.16, где К3 и К4 вместе с азотом амина, с которым они связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую 6членное кольцо, производное пиперидина.
23. Способ по п.16, где К3 и К4 вместе с азотом амина, с которым они связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую 6членное кольцо, производное морфолина.
24. Способ по п.16, где загущающий агент присутствует в водной жидкости в концентрации от примерно 0,5 до примерно 10% по массе.
25. Способ по п.24, где загущающий агент присутствует в водной жидкости в концентрации от примерно 2 до примерно 8% по массе.
26. Способ приготовления композиции загущающего агента оксида амидоамина по п.1, который предусматривает растворение в гликольном растворителе третичного амидоамина общей формулы (II) о к,
I I
К, — С—Ν — К,—Ν—К,
I к (II), где К! означает насыщенную или ненасыщенную, алифатическую группу с линейной или с разветвленной цепью, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, К2 означает двухвалентную алкиленовую группу, содержащую от 2 до 6 атомов углерода, К3 и К4 одинаковые или различные и означают алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода или К3 и К4 вместе с атомом азота, с которым они связаны, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов, с последующей реакцией с пероксидом водорода в присутствии катализатора окисления, причем температуру реакции поддерживают ниже примерно 70°С.
27. Способ по п.26, где указанный катализатор окисления выбран из группы, состоящей из диоксида углерода, карбонатной соли, бикарбонатной соли и их смесей.
28. Способ размельчения подземной породы, предусматривающий стадию закачивания водной вязкоэластичной композиции через буровую скважину в подземную породу под давлением, достаточным для размельчения породы, где вязкоэластичная композиция является композицией по п.13.
29. Буровая жидкость, завершающая жидкость или рабочая жидкость, содержащая композицию загущающего агента по п.1.
30. Композиция по п.1, содержащая по меньшей мере один пассиватор.
31. Композиция по п.30, где указанным пассиватором является фосфонатная соль.
32. Способ по п.16, дополнительно предусматривающий по меньшей мере один пассиватор.
33. Способ по п.32, где указанным пассиватором является фосфонатная соль.
34. Способ по п.26, где указанная композиция дополнительно содержит пассиватор.
35. Водная кислая загущающая композиция, включающая по меньшей мере одну кислоту и композицию загущающего агента по п.1.
36. Стимулирующая жидкость, содержащая композицию по п.13.
37. Раздробляющая жидкость, содержащая композицию по п.13.
38. Раздробляющая жидкость, содержащая композицию по п.35.
EA200201117A 2000-04-20 2001-04-20 Композиция загущающего агента и её применение EA005113B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/553,196 US6506710B1 (en) 1997-12-19 2000-04-20 Viscoelastic surfactants and compositions containing same
PCT/US2001/012816 WO2001081499A2 (en) 2000-04-20 2001-04-20 Viscoelastic surfactants and compositions containing same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200201117A1 EA200201117A1 (ru) 2003-04-24
EA005113B1 true EA005113B1 (ru) 2004-10-28

Family

ID=24208485

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200201117A EA005113B1 (ru) 2000-04-20 2001-04-20 Композиция загущающего агента и её применение

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6506710B1 (ru)
EP (1) EP1292651B1 (ru)
AT (1) ATE454437T1 (ru)
AU (1) AU2001253709A1 (ru)
BR (1) BR0110313B1 (ru)
CA (1) CA2407344A1 (ru)
DE (1) DE60141017D1 (ru)
DK (1) DK1292651T3 (ru)
EA (1) EA005113B1 (ru)
MX (1) MXPA02010403A (ru)
NO (1) NO329894B1 (ru)
WO (1) WO2001081499A2 (ru)

Families Citing this family (106)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US7358215B1 (en) 1999-09-07 2008-04-15 Akzo Nobel Surface Chemistry Llc Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems
WO2001018147A1 (en) * 1999-09-07 2001-03-15 Crompton Corporation Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems
AU5793600A (en) * 1999-09-22 2001-03-29 Baker Hughes Incorporated Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent
US8785355B2 (en) 2001-02-13 2014-07-22 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic compositions
GB2393722A (en) 2001-02-13 2004-04-07 Schlumberger Holdings Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications
US7084095B2 (en) * 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US8273693B2 (en) * 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US7183239B2 (en) * 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
RU2323250C2 (ru) 2001-12-21 2008-04-27 Родиа Инк. Устойчивые поверхностно-активные композиции для суспендирования компонентов
US7378378B2 (en) * 2002-12-19 2008-05-27 Schlumberger Technology Corporation Rheology enhancers
US7125825B2 (en) * 2003-04-25 2006-10-24 Tomah Products, Inc. Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles 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
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US7723272B2 (en) * 2007-02-26 2010-05-25 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US7703531B2 (en) * 2004-05-13 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments
US20050289017A1 (en) * 2004-05-19 2005-12-29 Efraim Gershom Network transaction system and method
US7939472B2 (en) * 2004-06-07 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7595284B2 (en) * 2004-06-07 2009-09-29 Crews James B Metal-mediated viscosity reduction of 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
US20060135627A1 (en) * 2004-08-17 2006-06-22 Seren Frantz Structured surfactant compositions
US7237608B2 (en) 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
US8044106B2 (en) * 2005-03-16 2011-10-25 Baker Hughes Incorporated Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US7728044B2 (en) * 2005-03-16 2010-06-01 Baker Hughes Incorporated Saponified fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US20070125542A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Akzo Nobel N.V. High temperature gellant in low and high density brines
WO2007121056A1 (en) * 2006-04-11 2007-10-25 Baker Hughes Incorporated Use of glycols and polyols to stabilize viscoelastic surfactant gelled fluids
US8481462B2 (en) * 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7879770B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-01 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids
GB2446801B (en) * 2007-02-23 2011-06-29 Schlumberger Holdings Wellbore treatment fluid
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
US8697610B2 (en) 2007-05-11 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with complexed metal crosslinkers
US7786050B2 (en) * 2007-05-11 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with ionic polymer gels
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
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
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids 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
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US20120305254A1 (en) 2011-06-06 2012-12-06 Yiyan Chen Methods to improve stability of high solid content fluid
US8361936B2 (en) * 2007-09-28 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method
US20090197781A1 (en) * 2008-01-31 2009-08-06 Hari Babu Sunkara Wellbore Fluids Comprising Poly(trimethylene ether) glycol Polymers
CA2652489C (en) * 2008-02-04 2014-06-03 Sanjel Corporation Low residue fluid fracturing system and method of use
US8895483B2 (en) * 2008-05-05 2014-11-25 Schlumberger Technology Corporation Disproportionate permeability reduction using a viscoelastic surfactant
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
US20100326658A1 (en) 2009-06-25 2010-12-30 Arthur Milne Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids
AR074972A1 (es) * 2008-09-04 2011-03-02 Akzo Nobel Coatings Int Bv Formulaciones y metodos de sistema pesticida viscoelastico para reducir la deriva
US20100243242A1 (en) * 2009-03-27 2010-09-30 Boney Curtis L Method for completing tight oil and gas reservoirs
US9121674B2 (en) 2009-05-13 2015-09-01 Milmark Technologies, Inc. Armor
US8413745B2 (en) * 2009-08-11 2013-04-09 Baker Hughes Incorporated Water-based mud lubricant using fatty acid polyamine salts and fatty acid esters
US8881820B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks
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
US8653011B2 (en) 2009-11-12 2014-02-18 Schlumberger Technology Corporation Gelled hydrocarbon system and method with dual-function viscosifier/breaker additive
US8207096B2 (en) * 2009-12-30 2012-06-26 Halliburton Energy Services Inc. Compressible packer fluids and methods of making and using same
US20110237470A1 (en) * 2010-03-29 2011-09-29 Leiming Li Method to decrease viscosity of gelled oil
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8430165B2 (en) * 2010-05-19 2013-04-30 Baker Hughes Incorporated Increasing the viscosity of viscoelastic fluids
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
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8148303B2 (en) 2010-06-30 2012-04-03 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant additives used to retain producibility while drilling
US8418761B2 (en) 2010-07-29 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Stimuli-responsive high viscosity pill
US8453741B2 (en) 2010-09-23 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids
US20130319667A1 (en) 2010-10-20 2013-12-05 Schlumberger Technology Corporation Degradable latex and method
US8613314B2 (en) 2010-11-08 2013-12-24 Schlumberger Technology Corporation Methods to enhance the productivity of a well
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
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US20120138294A1 (en) 2010-11-30 2012-06-07 Sullivan Philip F Interpolymer crosslinked gel and method of using
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9051509B2 (en) 2011-03-31 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use
US10808497B2 (en) 2011-05-11 2020-10-20 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
US8905133B2 (en) 2011-05-11 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
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
US10181370B2 (en) 2012-01-27 2019-01-15 William Marsh Rice University Wellbore fluids incorporating magnetic carbon nanoribbons and magnetic functionalized carbon nanoribbons and methods of using the same
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
WO2013191695A1 (en) 2012-06-21 2013-12-27 M-I L.L.C. Viscoelastic surfactants in mixed brines
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
EP2909281A4 (en) 2012-10-22 2016-07-20 Mi Llc DRILLING FLUIDS CONDUCTING ELECTRICITY AND METHODS OF USE
US9803130B2 (en) 2012-10-25 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of activating enzyme breakers
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
EP2928817A4 (en) 2012-12-04 2016-09-07 Univ Rice William M CARBON NANOPARTICLE ADDITIVES FOR A BOREOUR LIQUID CONDUCTIVITY
US9475981B2 (en) 2013-07-15 2016-10-25 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
US9617458B2 (en) 2013-10-31 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications
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
CN104371698A (zh) * 2014-10-31 2015-02-25 江南大学 一种含芥酸酰胺基氧化铵的清洁型高温压裂液
WO2016077359A1 (en) 2014-11-14 2016-05-19 Schlumberger Canada Limited Well treatment
US10030471B2 (en) 2015-07-02 2018-07-24 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US20190177603A1 (en) 2015-08-21 2019-06-13 Schlumberger Technology Corporation Environmentally acceptable surfactant in aqueous-based stimulation fluids
US10301903B2 (en) 2016-05-16 2019-05-28 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
WO2018071669A2 (en) 2016-10-12 2018-04-19 Schlumberger Canada Limited Crosslinking of cellulose fibers
RU2770192C1 (ru) * 2021-10-29 2022-04-14 Общество с ограниченной ответственностью "СурфаХим-Технологическая лаборатория" Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2748193A (en) * 1952-06-24 1956-05-29 Gen Dynamies Corp Duplex signaling system
US3306858A (en) * 1965-06-17 1967-02-28 Economics Lab Process for the preparation of storage stable detergent composition
GB1212782A (en) 1968-01-22 1970-11-18 Witco Chemical Corp Surface-active condensation products of diethanolamine and carboxylic acids
US3849348A (en) * 1969-04-14 1974-11-19 Colgate Palmolive Co Detergent compositions
GB1404335A (en) 1972-08-02 1975-08-28 Shell Int Research Method for sealing leakage points in gas pipes
US4113631A (en) * 1976-08-10 1978-09-12 The Dow Chemical Company Foaming and silt suspending agent
US4077990A (en) * 1976-10-26 1978-03-07 Kewanee Industries Surface-active agent
US4237975A (en) 1978-04-11 1980-12-09 The Dow Chemical Company Well stimulation method using foamed acid
DE3275201D1 (en) 1981-07-13 1987-02-26 Procter & Gamble Foaming surfactant compositions
CA1195346A (en) 1982-04-30 1985-10-15 Lloyd B. Spangle Lightweight cement slurry and method of use
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
US4737296A (en) 1984-10-26 1988-04-12 Union Oil Company Of California Foaming acid-containing fluids
US4654158A (en) * 1985-09-23 1987-03-31 Shepherd Jr Walter B Visco-elastic detergent preparation
US4745976A (en) 1986-09-18 1988-05-24 Board Of Regents For The University Of Oklahoma Method for selectively plugging the more permeable regions of an underground formation having non-uniform permeability
US5149463A (en) * 1989-04-21 1992-09-22 The Clorox Company Thickened acidic liquid composition with sulfonate fwa useful as a bleaching agent vehicle
US4960934A (en) 1989-10-27 1990-10-02 Ethyl Corporation Amine oxide process
US5246698A (en) * 1990-07-09 1993-09-21 Biomatrix, Inc. Biocompatible viscoelastic gel slurries, their preparation and use
US5101903A (en) 1990-09-04 1992-04-07 Akzo Nv Method for modifying the permeability of an underground formation
JPH0593181A (ja) 1991-04-05 1993-04-16 Lion Corp 燃料油添加剤
ZA935882B (en) * 1992-10-19 1994-03-11 Clorox Co Composition and method for developing extensional viscosity in cleaning compositions.
US5385206A (en) * 1993-01-21 1995-01-31 Clearwater, Inc. Iterated foam process and composition for well treatment
JPH093491A (ja) 1995-06-23 1997-01-07 Lion Corp 液体洗浄剤組成物
JPH09241678A (ja) 1996-03-13 1997-09-16 Kao Corp 非イオン性高密度粒状洗剤組成物
JPH10197306A (ja) 1997-01-07 1998-07-31 Ricoh Co Ltd 流量センサ
US6239183B1 (en) * 1997-12-19 2001-05-29 Akzo Nobel Nv Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor
US6177388B1 (en) * 1998-04-14 2001-01-23 Reckitt Benckiser Inc. Botanical oils a blooming agents in hard surface cleaning compositions

Also Published As

Publication number Publication date
ATE454437T1 (de) 2010-01-15
EA200201117A1 (ru) 2003-04-24
DK1292651T3 (da) 2010-05-17
AU2001253709A1 (en) 2001-11-07
NO20025055D0 (no) 2002-10-21
MXPA02010403A (es) 2003-04-25
DE60141017D1 (de) 2010-02-25
NO20025055L (no) 2002-12-19
BR0110313B1 (pt) 2010-12-28
WO2001081499A2 (en) 2001-11-01
EP1292651A2 (en) 2003-03-19
WO2001081499A3 (en) 2002-03-14
US6506710B1 (en) 2003-01-14
BR0110313A (pt) 2003-07-08
CA2407344A1 (en) 2001-11-01
NO329894B1 (no) 2011-01-17
EP1292651B1 (en) 2010-01-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005113B1 (ru) Композиция загущающего агента и её применение
RU2453576C2 (ru) Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов
CA2483839C (en) Thickened acid composition and uses thereof
USRE41585E1 (en) Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor
AU2012260957C1 (en) Thickened viscoelastic fluids and uses thereof
CA2904168C (en) Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids
WO2007065872A1 (en) High temperature gellant for viscosity modification of low and high density brines
WO2023094434A1 (en) Surfactant composition

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 KZ KG MD TJ TM RU