EA006482B1 - Водная текучая среда для гидроразрыва пласта - Google Patents

Водная текучая среда для гидроразрыва пласта Download PDF

Info

Publication number
EA006482B1
EA006482B1 EA200400858A EA200400858A EA006482B1 EA 006482 B1 EA006482 B1 EA 006482B1 EA 200400858 A EA200400858 A EA 200400858A EA 200400858 A EA200400858 A EA 200400858A EA 006482 B1 EA006482 B1 EA 006482B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
concentration
surfactant
viscoelastic surfactant
fluid medium
Prior art date
Application number
EA200400858A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200400858A1 (ru
Inventor
Изабелль Куйе
Тревор Хьюз
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200400858A1 publication Critical patent/EA200400858A1/ru
Publication of EA006482B1 publication Critical patent/EA006482B1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30Viscoelastic surfactants [VES]

Abstract

Изобретение относится к водной вязкоупругой текучей среде для гидроразрыва пласта для применения при извлечении углеводородов. Согласно изобретению текучая среда включает вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гидрофобно-модифицированный полимер, где концентрация гидрофобно-модифицированного полимера находится в интервале между концентрацией перекрывания с* и концентрацией переплетения с.

Description

Настоящее изобретение относится к водной текучей среде для гидроразрыва пласта для применения при извлечении углеводородов.
Предпосылки создания изобретения
Углеводороды, такие как нефть или природный газ, получают из несущих углеводороды подземных геологических образований путем бурения скважины, которая обеспечивает частичный путь движения потока в породе, дающий углеводородам возможность достигнуть поверхности. Углеводороды перемещаются по путям движения, связывающим резервуар, находящийся в образовании, и скважину.
Однако затрудненные пути движения могут привести к недостаточной продуктивности извлечения углеводородов. В таком случае используют различные способы для повышения продуктивности извлечения углеводородов. Среди таких способов общепринятым является введение в образование через скважину специальных текучих сред при достаточном давлении для создания разрывов в породе образования. Таким образом создаются каналы, по которым углеводороды могут более легко протекать в скважину. Последний способ упоминается как разрыв пласта или гидравлический разрыв пласта и специальные текучие среды, используемые в таком способе, упоминаются как текучие среды для гидроразрыва пласта.
Идеально, текучие среды для гидроразрыва пласта должны давать минимальный перепад давлений в трубе внутри скважины во время помещения в нее и иметь адекватную вязкость для переноса расклинивающего наполнителя, который предотвращает разрыв от закрытия. Более того, указанные текучие среды для гидроразрыва пласта должны иметь минимальную пропускную скорость, чтобы избежать перемещения текучих сред в породу образования таким образом, чтобы в особенности разрыв мог образоваться и увеличиться, и должны разлогаться таким образом, чтобы не оставлять остаточные материалы, которые могут препятствовать протеканию определенных углеводородов в скважину.
Предшествующий уровень техники
Раньше текучие среды для разрыва пласта состояли из вязкой или загущенной нефти, но с пониманием того, что повреждение образования водой может быть не таким существенным, как первоначально предполагалось, были введены в употребление водные текучие среды для гидроразрыва пласта, состоящие, главным образом, из «линейных» полимерных гелей, включающих гуар, производные гуара или гидроксиэтилцеллюлозу. Для достижения достаточной вязкости текучих сред и термической стабильности в высокотемпературных коллекторах гели линейных полимеров были частично заменены гелями сшитых полимеров, такие как сшитые ионами бората, цирконата или титаната. Однако поскольку стало очевидно, что остатки гелей сшитого полимера могут повредить проницаемость несущих углеводороды образований, в употребеление были введены текучие среды с низким содержанием полимера и вспененные текучие среды. Также были введены способы для улучшения очистки от текучих сред для разрыва пласта на основе полимеров. Все это включало усовершенствованные технологии разрыва.
Позднее были разработаны не содержащие полимера водные текучие среды для гидроразрыва пласта на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Принципиальным преимуществом текучих сред на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ являются легкость их получения, минимальное повреждение образования и высокая остаточная проницаемость в массе расклинивающего наполнителя. Текучие среды на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ описаны, в особенности, в патентах, опубликованных под номерами патент США № 4615825, патент США № 4725372, патент США № 4735731, патент Канады № 1298697, патент США № 5551516, патент США № 5964295, патент США № 5979555 и патент США № 6232274. Одна из хорошо известных не содержащих полимера водных текучих сред для гидроразрыва пласта, включающая вязкоупругое поверхностно-активное вещество, которая была выпущена в производство группой компаний БсЫитЬетдет под торговой маркой С1еатРКАС™, представляет собой смесь четвертичной соли аммония, хлорида Н-эруцил-НЧ-бисЦгидркосиэтил) -Ν-метил аммония с изопропанолом и насыщенным солевым раствором, при этом насыщенный солевой раствор предпочтительно включает 3 вес.% хлорида аммония и 4 вес.% хлорида калия. Молекулы вязкоупругого поверхностно-активного вещества, присутствующие в достаточной концентрации, объединяются в перекрывающиеся черве- или стержнеподобные мицеллы, которые придают текучей среде необходимую вязкость для переноса расклинивающего наполнителя во время разрыва пласта.
В условиях потока, испытываемых во время закачивания насосом и течения вниз по скважине, такие текучие среды на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ сообщают относительно низкое давление трения, что является преимуществом в применениях, включающих использование винтовых трубопроводов. Кроме того, текучие среды на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ «способны реагировать» (или являются реакционноспособными) в том смысле, что они разрушаются до текучих сред низкой вязкости при контакте и взаимодействии с текучими средами образования, в частности с углеводородами, во время обратного тока из коллектора в скважину.
С другой стороны, скорость просачивания текучих сред на основе вязкоупругих поверхностноактивных веществ может быть высокой, что приводит к ограничению их применения в несущих углеводороды образованиях, где проницаемость породы образования низка. Кроме того, особенно при высоких температурах, необходимо применение высоких концентраций вязкоупругого поверхностно-активного вещества, чтобы удовлетворять эксплуатационным требованиям спецификации, и это может повысить
- 1 006482 стоимость текучих сред для гидроразрыва пласта.
В патенте США, опубликованном под номером 4432881 и озаглавленном «Водно-дисперсный гидрофобный загуститель», и в заявке РСТ, опубликованной под номером νθ 87/01758 и озаглавленной «Способ и композиции для гидравлического разрыва пласта», описаны текучие среды для гидроразрыва пласта, включающие неионные поверхностно-активные вещества и гидрофобно-модифицированные полимеры. Однако в данных документах не упоминаются вязкоупругие поверхностно-активные вещества или способность к реагированию указанных текучих сред с углеводородами. Гидрофобномодифицированные полимеры добавляют вместе с другими соединениями в различных концентрациях с единственной целью увеличения вязкости текучих сред. Также в патенте США, опубликованном под номером 5566760 и озаглавленном «Способы применения вспененной текучей среды для гидроразрыва пласта», описана текучая среда для гидроразрыва пласта, включающая поверхностно-активные вещества и гидрофобно-модифицированные полимеры. В данных текучих средах поверхностно-активные молекулы образуют границу раздела между пузырьками газа и молекулами полимера, которые образуют полимерную сетку, подобную сетке в чистых полимерных жидкостях. Здесь также не упоминаются вязкоупругие поверхностно-активные вещества или способность к реагированию данных текучих сред с углеводородами.
Краткое изложение сущности изобретения
Рассматривая отмеченный выше уровень техники, одна из задач, которую предлагает решить настоящее изобретение, заключается в получении водной вязкоупругой текучей среды для гидроразрыва пласта для применения при извлечении углеводородов, при этом указанная текучая среда способна реагировать с углеводородами и включает ограниченное количество поверхностно-активного вещества и/или полимера, что следовательно приводит к снижению стоимости применения указанной текучей среды.
В качестве решения указанной задачи данное изобретение относится в первом аспекте к водной вязкоупругой текучей среде для гидроразрыва пласта для применения при извлечении углеводородов, включающей вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гидрофобно-модифицированный полимер, где преимущественно концентрация гидрофобно-модифицированного полимера находится в интервале между приблизительно концентрацией перекрывания с* и приблизительно концентрацией переплетения се.
Во втором аспекте изобретение относится к способу извлечения углеводородов, включающему следующие стадии:
получение водной вязкоупругой текучей среды для гидроразрыва пласта, включающей вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гидрофобно-модифицированный полимер, где преимущественно концентрация гидрофобно-модифицированного полимера находится в интервале приблизительно между концентрацией перекрывания с* и приблизительно концентрацией переплетения се; и введение указанной текучие среды в породу образования для разрыва указанных пород.
Гидрофобно-модифицированный полимер и, в особенности, боковые гидрофобные цепи указанного полимера взаимодействуют с мицеллами поверхностно-активного вещества. В результате создается структура вязкоупругого геля при концентрации вязкоупругого поверхностно-активного вещества ниже типичной концентрации, используемой для чистых систем на основе вязкоупругого поверхностноактивного вещества, что соответственно приводит к снижению стоимости, связанной с применением текучей среды; однако, указанная текучая среда остается реакционноспособной к углеводородам вследствие того факта, что предпочтительно концентрация полимера является недостаточной для образования переплетенной сетки геля.
Другим важным свойством, влияющим на эффективность текучих сред и снижающим таким образом общую стоимость, является то, что реакционноспособная смесь по изобретению демонстрирует более низкую скорость просачивания по сравнению с реакционноспособной текучей средой на основе только вязкоупругого поверхностно-активного вещества с эквивалентной реологией. Как и для систем на основе чистого вязкоупругого поверхностно-активного вещества, ожидается, что смесь по изобретению будет показывать более низкое давление трения во время подачи насосом по сравнению с чистыми полимерными системами.
Преимущественно вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой расщепляемое вязкоупругое поверхностно-активное вещество, и гидрофобно-модифицированный полимер включает расщепляемые боковые гидрофобные цепи.
Краткое описание фигур
Изобретение будет лучше понято в свете следующего описания не ограничивающих и иллюстративных вариантов осуществления, приведенных со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 иллюстрирует физические взаимодействия, существующие между гидрофобномодифицированными полимерами и стержнеподобными мицеллами поверхностно-активного вещества в текучих средах согласно изобретению;
фиг. 2 - сравнение концентрации перекрывания катионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества при 25, 40 и 60°С;
- 2 006482 фиг. 3 - сравнение концентрации перекрывания и концентрации переплетения гидрофобномодифицированного полимера при 25, 40, 60 и 80°С;
фиг. 4 - сравнение вязкости различных текучих сред как функции концентрации катионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества при различных концентрациях гидрофобномодифицированного гидроксипропилгуара, при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1;
фиг. 5 - три бутылки. Фигура иллюстрирует замедленное образование эмульсий для текучих сред согласно изобретению по сравнению с эквивалентными текучими средами, не содержащими компоненты гидрофобно-модифицированного полимера или не содержащими компоненты катионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
фиг. 6 - сравнение изменения вязкости текучих сред на основе катионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества, включающих гидрофобно-модифицированный гидроксипропилгуар в различных концентрациях, как функции времени, и это позволяет измерить время разрыва и вязкость указанных текучих сред при контакте с углеводородами;
фиг. 7 - две бутылки, чтобы показать необходимость боковых гидрофобных цепей на основной цепи полимера для создания стабилизирующего взаимодействия между полимерной сеткой и сеткой поверхностно-активного вещества и, таким образом, исключения разделения фаз;
фиг. 8 и 9 - сравнение вязкости текучей среды, включающей гидрофобно-модифицированный полимер и катионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, с соответствующей текучей средой, включающей анионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, как функции концентрации поверхностно-активного вещества;
фиг. 10 - сравнение изменения вязкости текучих сред, включающих гидрофобномодифицированный полимер и/или катионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, как функции температуры, при 140°С и при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1;
фиг. 11 - сравнение изменения вязкости текучих сред, включающих гидрофобномодифицированный полимер и/или цвиттер-ионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество при различных концентрациях соли как функции концентрации цвиттерионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1;
фиг. 12 - сравнение изменения вязкости текучих сред, включающих цвиттер-ионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и/или гидрофобно-модифицированный полимер как функции температуры при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1;
фиг. 13 - путь синтеза гидрофобно-модифицированного поли(этилен-альт-малеинового ангидрида);
фиг. 14 - сравнение вязкости четырех текучих сред, включающих гидрофобно-модифицированный полимер и вязкоупругое поверхностно-активное вещество как функции температуры;
фиг. 15 - путь синтеза гидрофобно-модифицированного хитозана;
фиг. 16а - сравнение изменения вязкости нулевого сдвига различных текучих сред, включающих гидрофобно-модифицированный хитозан и/или вязкоупругое поверхностно-активное вещество как функции концентрации гидрофобно-модифицированного хитозана при 25°С;
фиг. 16Ь - сравнение изменения вязкости нулевого сдвига различных текучих сред, включающих гидрофобно-модифицированный хитозан и/или вязкоупругое поверхностно-активное вещество как функции концентрации гидрофобно-модифицированного хитозана при 60°С;
фиг. 17 - сравнение изменения объема просачивания вязкоупругих текучих сред и вязкоупругих текучих сред, включающих гидрофобно-модифицированный полимер, в насыщенном солевым раствором керне при проницаемости солевого раствора в диапазоне 7-9 мД (м Дарси) относительно времени;
фиг. 18 - сравнение изменения объема просачивания вязкоупругих текучих сред в насыщенном солевым раствором керне или насыщенном нефтью керне, при проницаемости солевого раствора в диапазоне 7-9 мД относительно времени;
фиг. 19 - сравнение изменения объема просачивания вязкоупругих текучих сред, включающих гидрофобно-модифицированный полимер, в насыщенном солевым раствором керне или насыщенном нефтью керне, при проницаемости солевого раствора в диапазоне 7-9 мД относительно времени;
фиг. 20 - сравнение влияние концентрации гидрофобно-модифицированного полимера на скорость просачивания текучих сред на основе гидрофобно-модифицированного полимера/вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
фиг. 21 - сравнение изменения объема просачивания относительно времени текучих сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, включающих или не включающих гидрофобномодифицированный полимер, в насыщенном нефтью керне для двух диапазонов проницаемости; и фиг. 22 - сравнение изменения объема просачивания относительно времени текучих сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, включающих или не включающих гидрофобномодифицированный полимер, в насыщенном нефтью керне с использованием или без использования понизителей фильтрации.
Подробное описание
Настоящее изобретение относится к водной текучей среде для применения при извлечении углеводородов, таких как нефть или газ. Данная водная текучая среда представляет собой текучую среду для
- 3 006482 гидроразрыва пласта.
Текучая среда по изобретению включает вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гидрофобно-модифицированный полимер.
Поверхностно-активное вещество называется вязкоупругим поскольку, в отличие от многочисленных поверхностно-активных веществ, которые образуют ньютоновские растворы, вязкость которых лишь немного выше, чем вязкость воды даже при высоких концентрациях, оно способно образовывать вязкоупругие текучие среды при более низкой концентрации. Такое специфическое реологическое поведение главным образом связано с присутствующими в текучих средах типами образующихся поверхностно-активных агрегатов. В текучих средах с низкой вязкостью молекулы поверхностно-активного вещества объединяются в сферические мицеллы, тогда как в вязкоупругих текучих средах присутствуют и переплетаются длинные мицеллы, которые могут быть описаны как червеподобные, нитеподобные или стержнеподобные.
Вязкоупругое поверхностно-активное вещество по изобретению обычно является ионным. Оно может быть катионным, анионным или цвиттер-ионным в зависимости от заряда его головной группы. Когда поверхностно-активное вещество является катионным, оно связано с отрицательным противоионом, который может представлять собой неорганический анион, такой как сульфат, нитрат, перхлорат или галогенид, такой как С1-, Вг-, или ароматический органический анион, такой как салицилат, нафталинсульфонат, п- или м-хлорбензоаты, 3,5- и 3,4- и 2,4-дихлорбензоаты, трет-бутил и этилфенолят, 2,6- и 2,5-дихлорфеноляты, 2,4,5-трихзлорфенолят, 2,3,5,6-тетрахлорфенолят, п-метил фенолят, м-хлорфенолят, 3,5,6-трихлорпиколинат, 4-амино-3,5,6-трихлорпиколинат, 2,4-дихлорфеноксиацетат. Когда поверхностно-активное вещество является анионным, оно связано с положительным противоионом, например, Να' или К+. Когда оно является цвиттер-ионным, оно связано как с отрицательным, так и с положительным протиовоионами, например, С1- и Να' или К+.
Вязкоупругое поверхностно-активное вещество может, например, иметь следующую формулу:
В-Ζ, где В представляет собой гидрофобный «хвост» поверхностно-активного вещества, который является полностью или частично насыщенной, линейной или разветвленной углеводородной цепью, состоящей по меньшей мере из 18 атомов углерода, а Ζ представляет собой головную группу поверхностноактивного вещества, которая может представлять собой -ΝΒ1Β2Β3 +, -8О3-, -СОО- или, в том случае если поверхностно-активное вещество является цвиттер-ионным, -^(В1)(В23-СОО-, где каждый из В1, В2 и Β3 независимо представляет собой водород или полностью или частично насыщенную, линейную или разветвленную, алифатическую цепь, содержащую по меньшей мере один атом углерода, и где В1 или В2 могут включать концевую гидроксильную группу.
В другом примере это может быть расщепляемое вязкоупругое поверхностно-активное вещество следующей формулы, которая описана в заявке, поданной 13 февраля 2001 г. под номером ОБ 0103449.5 и не опубликованной до даты приоритета настоящей заявки:
В-Χ-Υ-Ζ, где В представляет собой гидрофобный хвост поверхностно-активного вещества, который является полностью или частично насыщенной, линейной или разветвленной углеводородной цепью, состоящей по меньшей мере из 18 атомов углерода; X представляет собой расщепляемую или разлагаемую группу поверхностно-активного вещества, которая представляет собой ацетальную, амидную, простую эфирную или сложноэфирную связь; Υ представляет собой мостиковую группу, образованную короткой насыщенной или частично насыщенной углеводородной цепью из η атомов углерода, где η равно по меньшей мере 1, предпочтительно 2, и когда η>3, она может представлять собой линейную или разветвленную алкильную цепь; и Ζ представляет собой головную группу поверхностно-активного вещества, которая может представлять собой -ХВШШЕ, -8О3 -, -СОО- или, в том случае если поверхностно-активное вещество является цвиттер-ионным, У(ВД(В2)В3-СОО-, где каждый из В1, В2 и В3 независимо представляет собой водород или полностью или частично насыщенную, линейную или разветвленную, алифатическую цепь, содержащую по меньшей мере один атом углерода и возможно включающую концевую гидроксильную группу. Вследствие присутствия отщепляемой или разлагаемой группы, расщепляемые поверхностно-активные вещества способны разлагаться в условиях скважины.
Катионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, подходящее для реализации изобретения, представляет собой хлорид Х-эруцил-Х.Х-бис (2-гидркосиэтил)-№метиламмония. В водном растворе, включающем 4 вес.% №1С1 или 3 вес.% КС1, данное вязкоупругое поверхностно-активное вещество образует гель, содержащий червеподобные мицеллы, которые сплетаются при концентрациях между 1,5 и 4,5 вес.%. Данные червеподобные мицеллы разрушаются в сферические мицеллы, когда гель расщепляется углеводородом.
Анионные вязкоупругие поверхностно-активные вещества, подходящие для реализации изобретения, представляют собой монокарбоксилаты ВСОО-, такие как олеат, где В представляет собой С17Н33, или ди- или олигомерные карбоксилаты, такие как описанные в патентной заявке, поданной 11 июля 2001 г. под номером РСТ/ОВ 01/03131, не опубликованной до даты приоритета настоящей заявки. Данные моно-, ди- или олигомерные карбоксилаты образуют вязкоупругие гели в щелочном растворе в при- 4 006482 сутствии добавленных солей, таких как хлорид калия (КС1) или хлорид натрия (ЫаС1). Червеподобные мицеллы указанного геля разрушаются в сферические мицеллы, когда гель расщепляется углеводородом.
Цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества, подходящие для реализации изобретения, могут представлять собой бетаиновые поверхностно-активные вещества, имеющие общую формулу В-К(В1В2)Ζ, где Ζ представляет собой алкильную группу, или В-С^В1В2В3)^, где Ζ представляет собой ацильную группу. Гидрофобная группа В может быть алифатической или ароматической, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной. Анионная группа Ζ поверхностно-активного вещества может представлять собой -В'-8О3 -, -В'-СОО-, где В' представляет собой насыщенную алифатическую цепь. Каждый из В1, В2 и В3 независимо представляет собой водород или алифатическую цепь, содержащую по меньшей мере один атом углерода.
Гидрофобно-модифицированный полимер растворим в воде. Он имеет среднюю молекулярную массу в диапазоне между 10000 и 10000000 г/моль и предпочтительно в диапазоне между приблизительно 100000 и приблизительно 2000000 г/моль. При молекулярной массе выше 2000000 и определенно выше 1 0000000 г/моль полимер может образовывать структуры, которые трудно удаляются из разрыва во время последующего противотока текучей среды образования. При молекулярной массе ниже 1 00000 и определенно ниже 1 0000 г/моль концентрация полимера, которая необходима для получения текучей среды по изобретению, вероятно будет слишком высока, таким образом существенно увеличивая связанную с этим стоимость текучей среды.
Гидрофобно-модифицированный полимер имеет основную цепь и привитые к указанной цепи статистическим или нестатистическим образом боковые гидрофобные цепи, при степени замещения, колеблющейся между 0,01 и 10 и предпочтительно между приблизительно 0,03 и приблизительно 5 вес.%. Полимер может быть заряженным или незаряженным, заряды являются положительными или отрицательными и размещены на основной цепи или на боковых гидрофобных цепях полимера. Если степень гидрофобного замещения гидрофобно-модифицированного полимера слишком высока, его растворимость в воде понижается. Если она слишком низка, становится трудно получить стабильную текучую среду с достаточной вязкостью. Действительно, степень замещения гидрофобно-модифицированного полимера регулируется с целью получить достаточную вязкость текучей среды с достаточной растворимостью полимера в воде.
Основная цепь полимера может иметь биологическую природу. В частности он может представлять собой полисахарид. Подходящие полисахариды для реализации изобретения представляют собой крахмал или производные крахмала, такие как фосфат крахмала, сукцинат крахмала, аминоалкилированный крахмал или гидроксипропилкрахмал; целлюлозу или производные целлюлозы, такие как карбоксиметилцеллюлоза, метилцеллюлоза, этилцеллюлоза или гидроксипропилметилцеллюлоза; хитин или производные хитина, такие как хитозан или производные хитозана, такие как Ν-карбоксибутилхитозан или Νкарбоксиметилхитозан; галактоманнаны, в частности гуар и производные гуара, такие как карбоксиметилгуар или карбоксиметилгидроксипропильные производные гуара. Он также может представлять собой синтетический полимер, такой как полиангидрид, например поли(изобутилен-альт-малеиновый ангидрид), поли(этилен-альт-малеиновый ангидрид), поли(этилен-графт-малеиновый ангидрид), полиакриламид, полиакрилат, полиакрилат/полиакриламидный сополимер, простой полиэфир, сложный полиэфир, полиамид или поливиниловый спирт.
Боковые гидрофобные цепи являются предпочтительно полностью или частично насыщенными линейными или разветвленными углеводородными цепями, включающими предпочтительно приблизительно от 12 до 24 атомов углерода и включающие преимущественно расщепляемую или разлагаемую группу, такую как ацетальная, амидная, простая эфирная или сложноэфирная связь.
Примером незаряженного гидрофобно-модифицированного полимера, который кажется удобным для реализации изобретения, является гуар, гидрофобно-модифицированный незаряженными алкильными цепями.
Примером положительно заряженного гидрофобно-модифицированного полимера, в котором заряды расположены на полимерной основной цепи и который также кажется удобным для реализации изобретения, является гидрофобно-модифицированный хитозан. Данный полимер может быть синтезирован с различными степенями гидрофобного замещения в соответствии со способом, описанным Уа1раш М. апб На11 ЕЭ.. Масгошо1еси1е8, 1984, νοί. 17, р. 272, где авторы получали Ν-алкилированный хитозан восстановительным аминированием свободных аминогрупп хитозана, как показано на фиг. 15, или в соответствии со способом, описанным Ό. Р1и8дие11ес е! а1., Е№СВ, Оерайшеп! бе СЫш1е Отдашдие, Ап Είίϊс1еп1 Асу1а1юп о£ Егее О1усо8у1ашше8 ίοτ 1йе ЗупШекщ οί №01усо§у1 Ашшо Асщ апб №01усоДб1с 8шГас1ап18 £от МешЬтапе 81иб1е8, 1. СатЬоЬубта1е СЬешШту, 1994, 13(5), 737-751, где в таком случае получали Νацилированный хитозан с отщепляемыми гидрофобными цепями.
Кроме того, примерами гидрофобно-модифицированных полимеров, подходящих для реализации изобретения, являются гидрофобно-модифицированные полиангидриды, которые могут быть получены реакцией амидирования или этерификации полиангидрида, такого как поли(изобутилен-альтмалеиновый ангидрид), поли(этилен-альт-малеиновый ангидрид) или поли(этилен-графт-малеиновый ангидрид) с использованием, соответственно, цепей амина или спирта, включающих приблизительно от
- 5 006482 до приблизительно 24 атомов углерода. Такие гидрофобно-модифицированные полиангидриды включают карбоксильные группы, присоединенные к их основной цепи, каждая карбоксильная группа связана с одной боковой гидрофобной цепью. В результате гидрофобно-модифицированные полиангидриды являются не только гидрофобными, но также и гидрофильными. Предпочтительно химическая структура боковых гидрофобных цепей соответствует и более предпочтительно сочетается с гидрофобным хвостом молекул поверхностно-активного вещества в текучей среде. В таком случае вся химическая структура боковой гидрофобной цепи и связанные с ней карбоксильные группы образуют амфифильную структуру, соответствующую или совпадающую со структурой молекулы поверхностно-активного вещества; при этом указанная карбоксильная группа аналогична заряженной гидрофильной головной группе молекулы поверхностно-активного вещества.
На фиг. 13 показан поли (этилен-альт-малеиновый ангидрид), гидрофобно-модифицированный олеильными боковыми цепями и путь синтеза такого гидрофобно-модифицированного полимера. Как показано на данной фигуре, гидрофобно-модифицированный поли(этилен-альт-малеиновый ангидрид) включает карбоксильную группу -СОО-, присоединенную к атому углерода, соседнему с атомом углерода, который присоединен к олеильной боковой цепи. Таким образом, как гидрофильная, так и гидрофобная структуры вязкоупругого поверхностно-активного вещества соответствуют локальной структуре гидрофильных и гидрофобных групп полимера. Кроме того, олеильная боковая цепь включает амидную связь, которая является отщепляемой или разлагаемой.
В дополнение к поверхностно-активному веществу и гидрофобно-модифицированному полимеру текучая среда по изобретению может содержать соли, включая, например, неорганические соли, такие как хлориды аммония, натрия и калия, присутствующие в концентрациях 1-10 вес.%, но обычно 3 или 4 вес.%, или органические соли, такие как салицилат натрия. Текучая среда также может содержать органический растворитель, такой, например, как изопропанол, который можно использовать для превращения в жидкое состояние вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Текучая среда также может содержать некоторые понизители фильтрации, такие как смесь крахмала и слюды для снижения потерь текучей среды.
Текучая среда по изобретению является вязкоупругой. Например, вязкоупругость текучей среды может быть измерена путем проведения динамических колебательных реологических измерений композиции, как описано в общем виде в Батек Н.А. с1 а1.. Ап 1йтобис1юп 1о Кйсо1оду. Е1ксу1сг. Лтк1сгбат (1997). В типичном динамическом колебательном эксперименте композицию сдвигают синусоидально в соответствии со следующим уравнением:
Υ(ΐ) = У(тах) 8ΐη ωΐ (1) где γ(ΐ) представляет собой деформацию,
Утах) представляет максимальную деформацию, ΐ - это время и ω представляет угловую частоту.
Касательное напряжение σ получают из σ(ΐ) = σ^) кш (ωΐ+δ) (2) где δ представляет собой угол сдвига фаз.
Относительные вклады, вносимые эластичным компонентом (О') и вязким компонентом (С), оценивают следующим образом. Расширение синусоидальной функции в уравнении (2) дает следующие уравнения (3) и (4):
σ(ΐ) = σ^φκίη ωΐ сок δ + сок ωΐ κίη δ] (3) σ(ΐ) = У(тах)[С' κίη ωΐ + С сок ωΐ] (4) где С — (^тах/^тах)) сок δ и С — (^тах/б^тах)) к^п δ.
Уравнение (4) следовательно определяет два динамических модуля: С' - модуль хранения или эластичную компоненту и С - модуль потерь или вязкую компоненту композиции, обладающей вязкоупругими свойствами.
Текучая среда по настоящему изобретению представляет собой водный вязкоупругий гель, где используемый в данном описании термин «вязкоупругий гель» означает композицию, в которой эластичная компонента (О') является, по меньшей мере, столь же важной, что и вязкая компонента (С). В процессе изменения от главным образом вязкой текучей среды до вязкоупругого геля точка гелеобразования может быть определена по времени, когда вклады эластичной и вязкой компоненты становятся равными, т.е. С'=С; в данный момент времени и за его пределами С'>С и сдвиг по фазе δ составляет >45°.
Вязкоупругость текучей среды по изобретению является следствием взаимодействия между гидрофобно-модифицированным полимером и «длинными» (т.е. червеподобными, нитеподобными или стержнеподобными) мицеллами поверхностно-активного вещества. Гидрофобно-модифицированный полимер и в особенности боковые гидрофобные цепи полимера взаимодействуют с длинными мицеллами, образованными вязкоупругим поверхностно-активным веществом. Данные взаимодействия, которые схема
- 6 006482 тически проиллюстрированы на фиг. 1, представляют собой физические гидрофобно-гидрофобные взаимодействия. В результате создается перекрывающаяся сетка.
Мицеллы образуются при очень низкой концентрации поверхностно-активного вещества в воде; критическая концентрация мицеллообразования (с.т.с.) (ККМ) представляет собой концентрацию, при которой мицеллы, практически сферически, начинают образовываться. Концентрацию с.т.с. обычно измеряют с помощью поверхностного натяжения, растворимости, проводимости в случае ионных поверхностно-активных веществ, самодиффузии или методом ЯМР.
Для образования перекрывающейся сетки концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества превышает ее критическую концентрацию мицеллообразования (с. т. с).
Концентрацию перекрывания с* вязкоупругого поверхностно-активного вещества получают с помощью построения графика логарифма (1од) нулевой вязкости сдвига текучей среды на основе воды, включающей указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, как функции логарифма (1од) от его концентрации. Получают нелинейную зависимость, и с* представляет собой концентрацию вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которая соответствует точке перегиба или разрыва между двумя линейными наклонными линиями, образованными данной кривой (фиг. 2).
Преимущественно концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества составляет ниже 10 вес.%, предпочтительно ниже 5 вес.% и ниже 20 х с*, где с* представляет собой концентрацию перекрывания указанного поверхностно-активного вещества. Более предпочтительно она составляет от 0,2 х с* до 5 х с*. Это соответствует концентрациям вязкоупругого поверхностно-активного вещества намного более низкой, чем концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества, используемая в текучих средах для гидроразрыва пласта на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества по предшествующему уровню техники, которая обычно имеет порядок 30-40 х с*.
График логарифма вязкости нулевого сдвига текучей среды на основе гидрофобномодифицированного полимера как функции логарифма его концентрации отличается двумя критическими концентрациями: (1) концентрацией перекрывания с* и (2) концентрацией переплетения се. Получают кривую, где с* и се представляют собой концентрации гидрофобно-модифицированного полимера, которые соответствуют двум точкам разрыва трех наклонных линий, образованных данной кривой. Определяют режим разбавления для концентраций гидрофобно-модифицированного полимера с < с*. При таких концентрациях с вязкость нулевого сдвига имеет такой порядок, что и растворитель. Определяют полуразбавленный режим, где не происходит переплетения, для концентраций гидрофобномодифицированного полимера, жестко заключающихся в диапазоне между с* и се. При таких концентрациях с вязкоупругость текучей среды контролируется динамикой Роуза, и вязкость умеренно увеличивается. Определяют полуразбавленный режим, где происходит переплетение, для концентраций гидрофобно-модифицированного полимера с >се. При таких концентрациях с вязкость текучей среды может описываться известной моделью.
В перекрывающейся сетке текучей среды согласно изобретению концентрация гидрофобномодифицированного полимера ниже его концентрации переплетения и выше его концентрации перекрывания с*.
Были исследованы некоторые взаимодействия между полимерами и молекулами поверхностноактивных веществ и соответствующие результаты можно найти в М.А. ^νίηηίΓ аиб А. Уек1а, Аккоаабуе ро1утегк ίη ациеоик ко1и!юи, СиггеШ Ορίηίοη ίη Со11о1б & 1и1ег£асе 8с1еисе, 1997, 2:424-436; и. КакШег аиб Я. 2аиа, 1и1егас1юик Ье1теееи циШегиагу аттошит кигГасШШ о11дотегк аиб теа!ег-ко1иЬ1е тобШеб диагк, 1оита1 оГ Со11о1б аиб 1и1егГасе 8с1еисе, 1999, 218:468-479; 8. Βί§§5. 1. 8е1Ь аиб Р. Саибаи, ЕГГес! оГ кшГас1аи1 ои 1йе ко1и!юи ргорегйек оГ йубгорйоЫсаЛу тобШеб ро1уасгу1ат1бе, Ьаидтшг, 1992, 83 8-847; А. НШ, Р. Саибаи аиб 1. 8е1Ь, Ациеоик ко1и!юи ргорегйек о Г йубгорйоЬ1са11у аккошабид соро1утегк, Ргодгекк ίη Со11о1б & Ро1утег 8с1еисе, 1991, 84:61-65; 0. АШйоиу, С.М. Мащиек аиб Р. ШсйеШ, Ви1к аиб кигГасе Ьейауюг оГ сабошс диагк ίη ко1и!юик оГ оррокйе1у сйагдеб киг£ас1аи1к, Ьаидтшг, 1998, 14:6086-6095; I. Шорои1ок, Аккошайои Ье1теееи йубгорйоЫс ро1уе1ес!го1у!ек аиб кигГасШШк, СиггеШ Ор1июи ίη Со11о1б & 1и1егГасе 8с1еисе, 1998, 3:493-498; 8. Раита1, Я.К. Ргиб'йотте аиб Ό. РейГег, Яйео1оду оГ йубгорйоЬ1са11у тоб1Пеб ро1утегк тейй крйепса1 аиб гоб-йке кигГасШШ тюейек, ЭераПтеШ оГ Сйетюа1 Еидшеегшд, Ргшсе1ои Ишуегкйу, Ргшсе1ои, N1, Еххои Яекеагсй аиб Еидшеегшд Сотраиу, Аииоба1е, N1, 1997; и в патентах, опубликованных под номерами: патент США 4975482, патент США 5036136 и патент США 6194356. Результаты данных исследований в некоторых случаях могут оказаться полезными для понимания взаимодействий, существующих в текучих средах по изобретению.
Текучая среда согласно изобретению является реакционноспособной по отношению к углеводородам так, что структура геля разрушается при контакте или смешивании с углеводородами. Длинные мицеллы вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которые образуют вместе с гидрофобномодифицированным полимером сетку геля, разрушаются при контакте с углеводородами с образованием сферических мицелл. Концентрация гидрофобно-модифицированного полимера, которая ниже се, не достаточна для образования переплетенной сетки. Затем вязкость геля снижается до значения примерно 100 сП или ниже, предпочтительно 20 сП при высокой скорости сдвига.
- 7 006482
Текучая среда согласно изобретению имеет предпочтительно низкую скорость просачивания, которая ниже скорости просачивания текучих сред на основе только вязкоупругих поверхностно-активных веществ с эквивалентной реологией. Это очень существенное преимущество: в результате реакционноспособную текучую среду по изобретению можно использовать для разрыва образований с более высокой проницаемостью по сравнению с текучими средами на основе только вязкоупругих поверхностноактивных веществ. Вероятно, что после разрушения геля при взаимодействии с углеводородами полимерный компонент может препятствовать очистке разрыва в отличие от текучей среды на основе только вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Однако также отмечается, что характеристики очистки для текучей среды по изобретению подобны или лучше характеристик, наблюдаемых для текучих сред для разрыва пласта с низкой концентрацией линейного полимера, т.е. очистка должна быть приемлемой и предпочтительной для текучей среды с более высокой концентрацией линейного полимера или ковалентно сшитого полимера.
Практически все соединения в текучих средах по изобретению смешивают на поверхности вместе с расклинивающим наполнителем, который, например, может представлять собой песок, боксит или стеклянные шарики размером 20-40 меш. При воздействии очень высокой скорости сдвига, вязкость данной текучей среды является достаточно низкой, чтобы ее можно было закачивать в скважину насосом. Поданную насосом текучую среду, несущую расклинивающий наполнитель, вводят под высоким давлением в породу образования для разрыва. В этот момент текучая среда по изобретению является достаточно вязкой для переноса расклинивающего наполнителя через разрыв. Затем текучая среда разрушается при контакте с углеводородами, протекающими через разрыв.
Пример 1. Определение концентраций перекрывания с* вязкоупругого поверхностно-активного вещества при различных температурах.
На фиг. 2 представлен график вязкости при нулевом сдвиге водного раствора хлорида Ν-эруцилХ,Х-бис(2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония в 3 вес.% хлориде калия как функции концентрации, рассчитанной в вес.%, хлорида №эруцил-^№бис(2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония при 25, 40 и 60°С.
Получены три кривые. Из этих кривых может быть установлено, что критическая концентрация перекрывания с* вязкоупругого поверхностно-активного вещества равна 0,08 вес.% при 25°С, 0,1 вес.% при 40°С и 0,15 вес.% при 60°С. Очевидно, что с* увеличивается с температурой, поскольку предполагается, что средняя длина червеподобных мицелл уменьшается с увеличением температуры.
Пример 2. Определение концентраций перекрывания с* и концентраций переплетения се гидрофобно-модифицированного полимера при различных температурах.
На фиг. 3 представлен график вязкости при нулевом сдвиге водного раствора гидрофобномодифицированного гидроксипропилгуара (гм-НРС) в 3 вес.% хлорида калия как функции концентрации, рассчитанной в вес.%, указанного гидрофобно-модифицированного полимера при 25, 40, 60 и 80°С. Гидрофобно-модифицированный гидроксипропилгуар имеет молекулярный вес около 0,5х106 г/моль и содержит от 0,03 до 1,7 вес.% боковых линейных углеводородных цепей, состоящих из 22 атомов углерода.
Получены четыре кривые. Из этих кривых могут быть выведены критические концентрации перекрывания с* гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара, а также концентрации переплетения се. Концентрация с*, которая соответствует точке разрыва двух первых наклонных линий каждой кривой, составляет 0,1±0,05 вес.% при 25, 40, 60 и 80°С. Концентрация се, которая соответствует точке разрыва второй и третьей наклонной линий каждой кривой, равна 0,35±0,05 вес.% при 25, 40, 60 и 80°С. Обычно будет подразумеваться, что слово «приблизительно», применяемое для с* или се, означает с*±0,05 вес.% или се±0,01 вес.%.
Пример 3. Сравнение реологии текучей среды на основе только чистого вязкоупругого поверхностно-активного вещества с реологией текучей среды с тем же вязкоупругим поверхностно-активным веществом, включающим различные концентрации гидрофобно-модифицированного полимера.
На фиг. 4 представлен график вязкости при высокой скорости сдвига, составляющей 1 00 с-1, водного раствора гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара различной концентрации, составляющей 0, 0,1, 0,2, 0,4 или 0,7 вес.%, в смеси с хлоридом №эруцил-^№бис(2-гидроксиэтил)-Хметиламмония в 3 вес.% хлориде калия как функции концентрации, рассчитанной в вес.%, хлорида Νэруцил-^№бис(2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония при 80°С. Гидрофобно-модифицированный гидроксипропилгуар имеет молекулярный вес около 0,5х106 г/моль и содержит от 0,03 до 1,7 вес.% боковых линейных углеводородных цепей, состоящих из 22 атомов углерода.
График на фиг. 4 иллюстрирует, что при добавлении небольшого количества гидрофобномодифицированного гидроксипропилгуара (гм-НРС) к водному раствору хлорида И-эруцил-^№бис(2гидроксиэтил)-Х-метиламмония вязкость смешанной текучей среды становится намного выше по сравнению с вязкостью текучей среды, содержащей только хлорид №эруцил-^№бис(2-гидроксиэтил)-Хметиламмония в той же концентрации.
Для получения текучей среды с вязкостью в 100 сП при высокой скорости сдвига (100 с-1) требуется 2,3 вес.% хлорида №эруцил-^№бис(2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония.
- 8 006482
Концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества может быть снижена 7,5 раз путем добавления 0,4 вес.% гм-НРС к 0,3 вес.% водному раствору вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Принимая во внимание соответствующую стоимость каждого компонента, стоимость смешанной текучей среды приблизительно в 4 раза дешевле, чем стоимость текучей среды только на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
Пример 4. Реакционная способность текучей среды в отношении углеводородов.
Реакционная способность по отношению к углеводородам текучей среды была протестирована с использованием бутылок. Это испытание было проведено для трех различных текучих сред в присутствии нефти (уайт-спириты фракции с температурой кипения между 179 и 210°С). Объем каждой текучей среды помещали в бутылку и сверху на гель помещали одинаковый объем нефти. Каждую бутылку закрывали и нагревали в печи при 60°С в течение одного часа. Каждую бутылку затем оценивали визуально для того, чтобы определить разрушился ли гель до своей основной вязкости. Если он не разрушился, загущенный образец интенсивно встряхивали в течение 20 с и бутылки помещали в печь еще на 1 ч. Данную процедуру повторяли до тех пор, пока гели не разрушались, и отмечали общее время, требовавшееся для данной процедуры. Как только гель разрушался, бутылки нагревали и встряхивали в течение дополнительного промежутка времени от 3 до 6 ч для определения того, будет ли наблюдаться эмульгирование.
Первая текучая среда представляла собой водную текучую среду, включающую 0,7 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара и 3 вес.% КС1. Гидрофобно-модифицированный гидроксипропилгуар имеет молекулярный вес около 0,5х106 г/моль и содержит от 0,03 до 1,7 вес.% боковых линейных углеводородных цепей, состоящих из 22 атомов углерода. Вторая текучая среда представляла собой водную текучую среду, полученную с использованием 3 вес.% хлорида П-эруцил-Л,П-бис(2гидроксиэтил)-Л-метиламмония и 3 вес.% КС1, и третья текучая среда представляла собой водную текучую среду, полученную с использованием 0,7 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара, 3 вес.% хлорида П-зруцил-П,П-бис(2-гидроксиэтил)-П-метиламмония и 3 вес.% КС1.
При контакте с нефтью все гели разрушались через 2-3 ч, и в каждой бутылке можно было наблюдать две четкие фазы, нижняя фаза содержала разрушенный гель, и верхняя фаза включала нефть. Однако в бутылке, содержащей третью текучую среду, которая показана на фиг. 5 слева, нефтяная фаза кажется прозрачной и наблюдается очень незначительное количество эмульсии, в двух других бутылках нефтяная фаза кажется мутной за счет фазы эмульсии. После продолжительного периода времени эмульсия образуется в третьей текучей среде.
Таким образом, водная текучая среда, содержащая поверхностно-активное вещество и гидрофобномодифицированный полимер, является реакционноспособной в отношении углеводородов, и образование эмульсии после разрушения является замедленным.
На фиг. 6 показан график вязкости текучих сред на основе гм-НРО/вязкоупругого поверхностноактивного вещества относительно времени разрушения при различных концентрациях гм-НРО, составляющих 0,1, 0,4 и 0,8 вес.%, и различных концентрациях вязкоупругого поверхностно-активного вещества, составляющих 1, 2 и 3 вес.%. Смеси, включающие гм-НРО с концентрацией, равной или ниже с*, разрушаются до очень низкой вязкости, аналогично смесям, содержащим текучие среды на основе чистого вязкоупругого поверхностно-активного вещества с эквивалентной первоначальной вязкостью. Однако текучие среды с более высокими концентрациями полимера (в особенности когда с>се) демонстрируют относительно высокую вязкость после разрушения, равную вязкости соответствующего не гидрофобномодифицированного гидроксипропилгуара (НРО).
Пример 5. Требования к боковым гидрофобным цепям.
Первую бутылку, показанную слева на фиг. 7, наполняли первой смесью, содержащей 0,7 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2, 1 вес.% вязкоупругого поверхностноактивного вещества примера 1 и 3 вес.% хлорида калия. Вторую бутылку, показанную справа на фиг. 7, наполняли второй смесью, содержащей 0,7% гидрофобно-немодифицированного гидроксипропилгуара, 1 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества, использованного в примере 1 , и 3 вес.% КС1.
Только одну фазу можно было разглядеть в первой бутылке, тогда как во второй присутствовали две фазы. Следовательно, в первой бутылке нет разделения фаз, поскольку гидрофобные ассоциации между гидрофобно-модифицированным полимером и вязкоупругим поверхностно-активным веществом стабилизируют смесь, тогда как во второй бутылке имеется разделение фаз, поскольку здесь нет стабилизирующего взаимодействия между немодифицированным полимером и вязкоупругим поверхностноактивным веществом.
Пример 6. Сравнение текучих сред, содержащих анионное и катионное поверхностно-активное вещество.
На фиг. 8 представлен график вязкости водной текучей среды, содержащей 0,6 вес.% гидрофобномодифицированного гидроксипропилгуара примера 2 и либо катионное поверхностно-активное вещество хлорид П-эруцил-П,П-бис(2-гидроксиэтил)-П-метиламмония, либо анионное поверхностно-активное вещество - хлорид калия димерной кислоты С36Н68О4К2 как функции от концентрации поверхностноактивного вещества при 80°С и при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1.
- 9 006482
Вязкость текучей среды, содержащей анионное поверхностно-активное вещество, не столь эффективна как вязкость, полученная для текучей среды, содержащей катионное поверхностно-активное вещество. Предполагается, что скорее это связано с различиями в структурах агрегатов поверхностноактивных веществ, чем с разницей в заряде. Катионное поверхностно-активное вещество способно образовывать червеобразные мицеллы при 80°С, тогда как анионный димер не способен. Затем оценивали смесь, содержащую тот же гидрофобно-модифицированный гуар, но анионное поверхностно-активное вещество, которое образует червеподобные мицеллы при 80°С. Анионное поверхностно-активное вещество представляет собой олеиламидосукцинат САН^ХО/Ш'. Данные представлены на фиг. 9. Теперь можно наблюдать, что смеси, содержащие гидрофобно-модифицированный полимер/катионное поверхностно-активное вещество и гидрофобно-модифицированный полимер/анионное поверхностно-активное вещество, имеют аналогичную вязкость. Данный результат подтверждает, что влияние на взаимодействие поверхностно-активного вещества с гидрофобно-модифицированным полимером связано в большей мере со структурой агрегата поверхностно-активного вещества, чем с его зарядом.
Кроме того, с использованием данных текучих сред были проведены испытания, идентичные проведенным в примере 4. Было показано, что данные текучие среды являются реакционноспособными по отношению к углеводородам и что образование эмульсии является замедленным.
Пример 7. Характеристики вязкости относительно температуры для смешанной текучей среды в сравнении с характеристиками текучих сред на основе только полимера и только вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
На фиг. 10 представлен график вязкости для либо водной текучей среды, содержащей 0,4 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2 и 3 вес.% КС1; водной текучей среды, содержащей 2 вес.% катионного поверхностно-активного вещества - хлорида И-эруцил-Х,Х-бис(2гидроксиэтил)-Ц-метиламмония, и 3 вес.% КС1; водной текучей среды, содержащей 0,4 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2 и 2 вес.% хлорида И-эруцил-Х,Х-бис(2гидроксиэтил)-Ц-метиламмония вместе с 3 вес.% КС1; либо водной текучей среды, содержащей 0,7 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2 и 2 вес.% хлорида Ы-эруцил-уХ-бис (2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония и 3 вес.% КС1; как функции от температуры при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1.
Оказалось, что вязкости текучей среды, содержащей только вязкоупругое поверхностно-активное вещество, или текучей среды, содержащей только полимер, понижается, когда температура повышается выше 80°С, тогда как вязкость системы гм-полимер/вязкоупругое поверхностно-активное вещество все еще остается высокой (выше 50 сП вплоть до 100°С). Этот фактор дополнительно улучшается с повышением концентраций гидрофобно-модифицированного полимера.
Пример 8. Изменения вязкости текучих сред как функции различных параметров, таких как температура и концентрация соли.
На фиг. 11 представлен график вязкости при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1, водных растворов, содержащих 0,4 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2, смешанного с бетаином САН^'О;,-. при различных концентрациях хлорида калия (0, 1 и 4 вес.%) как функции концентрации, рассчитанной в вес.%, указанного бетаина при 140°С. При добавлении 0,4 вес.% гм-НРО к текучей среде, содержащей 1 вес.% бетаина и 4 вес.% КС1, вязкость увеличивалась от 20 до 76 сП. Более того, концентрация соли не оказывала реального влияния на вязкость смеси.
На фиг. 12 представлен график вязкости для либо водной текучей среды, содержащей 0,4 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара и 0,5 вес.% бетаина с 4 вес.% хлорида калия; водной текучей среды, содержащей 0,4 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара и 1 вес.% бетаина с 4 вес.% хлорида калия; или водной текучей среды, содержащей 2 вес.% бетаина и 4 вес.% хлорида калия, как функции от температуры при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1.
При сравнении с чистым бетаином текучая среда, содержащая 2 вес.% бетаина с 4 вес.% КС1, имеет вязкость, подобную вязкости текучей среды, содержащей 0,4 вес.% гм-НРО с 0,5 вес.% бетаина и 4 вес.% КС1. Это соблюдается до 100°С, выше данной температуры и вплоть до температуры 140°С вязкость текучей среды, содержащей 2 вес.% бетаина и 4 вес.% КС1 сравнима с вязкостью текучей среды, включающей 0,4 вес.% гм-НРО с 1 вес.% бетаина и 4 вес.% КС1.
Пример 9. Изменения вязкости текучей среды как функции различных параметров, таких как температура.
Гидрофобно-модифицированные полиангидриды с молекулярной массой между 100000 и 500000 г/моль были синтезированы на основе полимера - поли(этилен-альт-малеинового ангидрида), в соответствии со способом, представленным на фиг. 13. От 1 до 5 вес.% ангидридных звеньев указанных гидрофобно-модифицированных полиангидридов превращали в олеиламидокарбоксилат.
Данные гидрофобно-модифицированные полиангидриды смешивали с олеиламидосукцинатом, расщепляемым поверхностно-активным веществом, имеющим такую же структуру, что и боковая гидрофобная/гидрофильная цепь гидрофобно-модифицированного полиангидрида. Поверхностно-активное вещество олеиламидосукцинат образует стержнеподобные мицеллы при концентрации 3 вес.% в присутствии от 4 до 12 вес.% КС1 или №1С1.
- 10 006482
Было показано, что концентрация перекрывания с* чистого гидрофобно-модифицированного полиангидрида уменьшается по мере увеличения от 1 до 5% степени гидрофобного замещения указанного гидрофобно-модифицированного полиангидрида.
Кроме того, было показано, что концентрация перекрывания с* чистого гидрофобномодифицированного полиангидрида уменьшается при добавлении соли - №1С1 или КС1. Ожидалось, что повышение ионной силы раствора гидрофобно-модифицированного полимера будет снижать отталкивание между местами расположения зарядов, но также оказалось, что она усиливает гиброфобногидрофобные взаимодействия.
При 80°С и высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1, были получены следующие значения вязкости для следующих водных текучих сред, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУПАВ) представляет собой олеиламидосукцинат, и гидрофобно-модифицированный полимер (гм-П) представляет собой гидрофобно-модифицированный полиангидрид (фиг. 13), со степенью замещения 2,5 вес.%.
Композиция водной текучей среды Вязкость текучей среды при скорости сдвига 100 с-1, сП
4 вес.% ВУПАВ + 8 вес.% КС1 300
3 вес.% гм-П + 8 вес.% Ναί,Ί 11,9
3 вес.% гм-П + 0,6 вес.% ВУПАВ + 8 вес.% №С1 805
Оказалось, что вязкость текучей среды, включающей оба полимера как олеиламидосукцинат, так и гидрофобно-модифицированный полиангидрид, является очень высокой, даже если концентрация поверхностно-активного вещества довольно низкая.
На фиг. 14 сравниваются реограммы водных текучих сред, включающих 3 вес.% гидрофобномодифицированного полиангидрида в соответствии с фиг. 11 со степенью замещения, равной 2,5, 8 вес.% №С1 и 0, 0,2, 0,3 или 0,6 вес.% олеиламидосукцината (ΘΆ8), при высокой скорости сдвига, составляющей 100 с-1, для температур в диапазоне от 60 до 150°С.
Вязкость текучих сред, содержащих 0,2, 0,3 или 0,6 вес.% олеиламидосукцианата намного выше вязкости текучей среды, не содержащей олеиламидосукцианата.
Пример 10. Изменение вязкости нулевого сдвига различных текучих сред, включающих гидрофобно-модифицированный хитозан и/или вязкоупругое поверхностно-активное вещество, как функции концентрации гидрофобно-модифицированного хитозана.
На основе полимерного хитозана в соответствии со способом, представленным на фиг. 15, были синтезированы гидрофобно-модифицированные хитозаны, имеющие молекулярную массу около 100000500000 г/моль. Степень замещения боковыми линейными углеводородными цепями из 11 атомов углерода колебалась от 1 до 7,5 вес.%.
На фиг. 16а и 16Ь представлены графики логарифма вязкости нулевого сдвига для водного раствора, содержащего гидрофобно-модифицированный хитозан с 5 мол.% гидрофобного замещения (гм5хитозан) и 3 вес.% хлорида калия; водного раствора катионного поверхностно-активного вещества - хлорида И-эруцил-Н,И-бис(2-гидроксиэтил)-Н-метиламмония; и водного раствора смеси гм5-хитозан/ хлорид И-эруцил-Н,И-бис(2-гидроксиэтил)-Н-метиламмония, как функции от концентрации гм5хитозана при поддержании соотношения полимер/вязкоупругое поверхностно-активное вещество, равного единице при 25°С (фиг. 16а) и 60°С (фиг. 16Ь).
Фиг. 16а и 16Ь иллюстрируют, что при добавлении небольшого количества хлорида И-эруцил-Ν,Νбис(2-гидроксиэтил)-И-метиламмония к водному раствору гм5-хитозана вязкость смесей становится намного больше по сравнению с вязкостью текучей среды, содержащей только хлорид Аэруцил-Ν,Νбис(2-гидроксиэтил)-Аметиламмония той же концентрации, или с текучей средой, содержащей только гм5-хитозан той же концентрации.
Пример 11. Влияние состояния насыщения керна (нефть или насыщенный солевой раствор) на статическое просачивание текучей среды, включающей гидрофобно-модифицированный полимер/ вязкоупругое поверхностно-активное вещество или вязкоупругое поверхностно-активное вещество.
Характеристики просачивания текучей среды, включающей гидрофобно-модифицированный гидроксипропилгуар примера 2 и хлорид АэруцилААбис(2-гидроксиэтил)-№метиламмония, сравниваются с характеристиками текучей среды на основе только вязкоупругого поверхностно-активного вещества при постоянном градиенте давления (1000 фт/кв.дюйм) и температуре (60°С) с использованием устройства статического просачивания и насыщенных солевым раствором песчаных кернов (проницаемость насыщенного солевого раствора колеблется в диапазоне 7-9 мД) длиной 1 дюйм и диаметром 1 дюйм. Можно видеть (фиг. 17), что данные для текучей среды на основе только вязкоупругого поверхностноактивного вещества, включающей 1 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества и 3 вес.% КС1, характеризуются высокой скоростью просачивания в начальный момент времени, составляющей в среднем 3,9 мл/мин за промежуток времени от 0 до 10 мин, с последующим снижением скорости до среднего значения около 0,27 мл/мин за промежуток времени от 10 до 40 мин. Объем просачивания за 60
- 11 006482 мин составляет приблизительно 50 мл. Такая система на основе только вязкоупругого поверхностноактивного вещества не образует внешнего осадка на стенках. Добавление 0,2 вес.% гм-НРС к текучей среде, содержащей 1 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества, приводит к уменьшению скорости просачивания в начальный момент времени, но общий объем, получаемый через 60 мин, увеличивается от примерно 50 до 80 мл. В отличие от чистого вязкоупругого поверхностно-активного вещества смесь образует внешний полимерный осадок. Только когда добавляемая дозировка гм-НРС увеличивается до 0,5 вес.%. Общий объем, собранный за 60 мин, действительно снижается от примерно 50 до примерно 42 мл.
Оказывается, что первоначальное состояние насыщения керна, насыщенного солевым раствором или частично насыщенного нефтью, оказывает большое влияние на режим просачивания. При 60°С и постоянном давлении в 1000 фт/кв.дюйм, объем просачивания за 1 ч при 1 вес.% концентрации вязкоупругого поверхностно-активного вещества увеличивается от 50 до 190 мл, когда начальное насыщение изменяется от насыщения водой 8в=1 до насыщения нефтью 8н=0,8, минимальное насыщение водой 8в равно 0,2 (фиг. 18). Когда гель поступает в керн, его структура и вязкость разрушаются нефтью, приводя к более высокой скорости потока. В более поздний момент времени, после удаления нефти из керна, скорость потока падает до уровня, аналогичного наблюдавшемуся в случае насыщения солевым раствором. Напротив, в эквивалентных условиях на объем просачивания в течение 1 ч для смеси, содержащей 1 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества и 0,2 вес.% гм-НРС, который равен 80 мл, не влияет такое же изменение в начальном состоянии насыщения (фиг. 1 9). Оказывается, что когда присутствует гидрофобно-модифицированный полимер, скорость просачивания в большей степени контролируется внешним осадком.
Пример 12. Влияние концентрации гидрофобно-модифицированного полимера на скорость просачивания текучих сред на основе гидрофобно-модифицированного полимера/вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
Характеристики просачивания текучих сред, включающих 2 вес.% хлорида Х-эруцил-Х,Х-бис(2гидроксиэтил)-Х-метиламмония, 3 вес.% КС1 и различные концентрации (0,1, 0,2 и 0,4 вес.%) гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2, сравнивали при постоянном градиенте давления (1000 фт/кв.дюйм) и температуре (80°С) с использованием статического устройства для просачивания и насыщенных нефтью песчаных кернов (проницаемость насыщенного солевого раствора колеблется в диапазоне 7-9 мД) длиной 1 дюйм и диаметром 1 дюйм.
Как показано на фиг. 20, оказывается, что имеется значительное снижение скорости просачивания, когда гм-полимер добавляют к текучей среде, содержащей 2 вес.% вязкоупругого поверхностноактивного вещества. Существует зависимость такого снижения от концентрации гидрофобномодифицированного полимера. Через 0,5-1 ч скорость просачивания текучей среды, содержащей 2 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества, снижается в два раза при добавлении 0,2 вес.% гмНРС. Снижение даже увеличивается при увеличении концентрации добавляемого гм-НРС.
Пример 13. Сравнение характеристик просачивания текучей среды на основе гидрофобномодифицированного полимера/вязкоупругого поверхностно-активного вещества и текучей среды, содержащей только вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющих одинаковую вязкость при различной проницаемости для солевого раствора.
Характеристики просачивания при постоянном градиенте давления 1 000 фт/кв. дюйм и 60°С для текучей среды, содержащей гидрофобно-модифицированный гидроксипропилгуар примера 2/хлорид Νэруцил-Х,Х-бис(2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония, сравнивали с характеристиками системы только на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества с использованием статического устройства для просачивания и насыщенных нефтью песчаных кернов (проницаемость насыщенного солевого раствора колеблется в диапазоне 7-9 мД и 25-35 мД) длиной 1 дюйм и диаметром 1 дюйм.
Как показано на фиг. 21 , для насыщенного нефтью керна и проницаемости в диапазоне 7-9 мД существует значительное снижение скорости просачивания, когда к гелю поверхностно-активного вещества добавляют гм-НРС. Через 60 мин просочившийся объем текучей среды, содержащей 3 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества, равен 33 мл, тогда как просочившийся объем текучей среды, содержащей 2 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества и 0,4 вес.% гм-НРС, имеющей такую же вязкость при низком сдвиге, что и текучая среда, содержащая 3 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества, равен 18 мл. Для насыщенного нефтью керна при диапазоне проницаемости 25-35 мД смеси на основе гм-НРС/вязкоупругое поверхностно-активное вещество являются не эффективными при использовании полимера в той же концентрации, что и в случае с низкой проницаемостью.
Пример 14. Сравнение характеристик просачивания текучей среды на основе гидрофобномодифицированного полимера/вязкоупругого поверхностно-активного вещества и текучей среды, содержащей только вязкоупругое поверхностно-активное вещество, с добавлением и без добавления понизителей фильтрации.
Характеристики просачивания при постоянном градиенте давления 1000 фт/кв.дюйм и 60°С для текучей среды, содержащей 1 вес.% хлорида №эруцилШ,№бис(2-гидроксизтил)-Н-метиламмония и 3 вес.% КС1, сравнивали с характеристиками той же текучей среды, к которой добавлено 0,18 вес.% или
- 12 006482
0,36 вес.% понизителя фильтрации. Понизитель фильтрации представлял собой смесь крахмала и слюды. Эксперименты по просачиванию проводили с использованием статического устройства для просачивания и насыщенных нефтью песчаных кернов (проницаемость насыщенного солевого раствора колеблется в диапазоне 8-9 мД) длиной 1 дюйм и диаметром 1 дюйм.
Как показано на фиг. 22, имеет место значительное снижение скорости просачивания, когда понизитель фильтрации добавляют к текучей среде на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Через 60 мин просочившийся объем текучей среды на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества равен 110 мл, тогда как просочившийся объем той же текучей среды с 0,18 вес.% понизителя фильтрации равен 36 мл, и просочившийся объем равен 16,9 мл, когда добавляют 0,36 вес.% понизителя фильтрации.
Характеристики просачивания при постоянном градиенте давления 1000 фт/кв.дюйм и 60°С для текучей среды, содержащей 0,2 вес.% гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара примера 2, 1 вес.% хлорида Х-эруцил-Х,Х-бис(2-гидроксиэтил)-Х-метиламмония и 3 вес.% КС1, сравнивали с характеристиками той же текучей среды, к которой добавлено 0,18 вес.% или 0,36 вес.% понизителя фильтрации. Понизитель фильтрации представлял собой смесь крахмала и слюды. Эксперименты по просачиванию проводили с использованием статического устройства для просачивания и насыщенных нефтью песчаных кернов (проницаемость насыщенного солевого раствора колеблется в диапазоне 8-9 мД).
Как показано на фиг. 22, имеется значительное снижение скорости просачивания, когда понизитель фильтрации добавляют к смешанной текучей среде. Через 60 мин просочившийся объем смешанной текучей среды равен 85 мл, тогда как просочившийся объем той же текучей среды с добавлением 0,18 вес.% понизителя фильтрации равен 17,6 мл, и равен 16,2 мл, когда добавляют 0,36 вес.% понизителя фильтрации. Понизитель фильтрации снижает проницаемость полимерного отфильтрованного осадка и, как следствие, снижает скорость просачивания.
При использовании 0,18 вес.% понизителя фильтрации через один час просочившийся объем, а именно 17,6 мл, для смеси (1 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества и 0,2 вес.% гмНРС) составляет примерно половину объема, полученного в случае текучей среды на основе только вязкоупругого поверхностно-активного вещества (1 вес.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества), а именно 36 мл.

Claims (30)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Водная вязкоупругая текучая среда для гидроразрыва пласта, используемая при извлечении углеводородов, включающая вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гидрофобномодифицированный полимер, где концентрация гидрофобно-модифицированного полимера заключается между приблизительно его концентрацией перекрывания с* и приблизительно его концентрацией переплетения се.
  2. 2. Текучая среда по п. 1, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества выше его критической концентрации мицеллообразования.
  3. 3. Текучая среда по одному из пп.1 или 2, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества ниже 1 0 вес.%.
  4. 4. Текучая среда по п.3, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества ниже 5 вес.%.
  5. 5. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества ниже 20хс*, где с* представляет собой концентрацию перекрывания указанного вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
  6. 6. Текучая среда по п.5, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества ниже 10хс*.
  7. 7. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, дополнительно включающая соль.
  8. 8. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество образует червеподобные, нитеподобные или стержнеподобные мицеллы.
  9. 9. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество является ионным.
  10. 10. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество имеет следующую формулу:
    Я-Ζ, где Я представляет собой гидрофобный «хвост» поверхностно-активного вещества, который является полностью или частично насыщенной, линейной или разветвленной углеводородной цепью, состоящей по меньшей мере из 1 8 атомов углерода, и Ζ представляет собой головную группу поверхностноактивного вещества, которая может представлять собой -ΝΚ1Κ2Κ3 +, -8О3-, -СОО- или в том случае, если поверхностно-активное вещество является цвиттер-ионным, -Ν'(Β|)(Β2)Β3-ί.ΌΟ-. где каждый из Я1, Я2 и Я3 независимо представляет собой водород или полностью или частично насыщенную, линейную или разветвленную алифатическую цепь, содержащую по меньшей мере один атом углерода, и где Я1 или Я2
    - 13 006482 необязательно могут включать концевую гидроксильную группу.
  11. 11. Текучая среда по одному из пп.1-9, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество включает головную группу и гидрофобный «хвост» и имеет следующую формулу:
    Я-Χ-Υ-Ζ, где Я представляет собой гидрофобный хвост указанного вязкоупругого поверхностно-активного вещества, который является полностью или частично насыщенной, линейной или разветвленной углеводородной цепью, состоящей по меньшей мере из 18 атомов углерода; X представляет собой разлагаемую ацетальную, амидную, простую эфирную или сложноэфирную связь; Υ представляет собой мостиковую группу, образованную короткой полностью или частично насыщенной углеводородной цепью, состоящей по меньшей мере из одного и предпочтительно из 2 атомов углерода; и Ζ представляет собой головную группу поверхностно-активного вещества, которая может представлять собой -ΝΚ^ΚΓ, -8О3 -, СОО- или -Ν+Κ1Κ2Κ3-000· , где каждый из Я1, Я2 и Я3 независимо представляет собой водород или линейную или разветвленную насыщенную алифатическую цепь, содержащую по меньшей мере один атом углерода.
  12. 12. Текучая среда по одному из пп.1-10, где вязкоупругое поверхностно-активное ставляет собой хлорид №эруцил-Ы,Х-бис(2-гидркосиэтил)-№метиламмоння.
  13. 13. Текучая среда по одному из пп.1-10, где вязкоупругое поверхностно-активное ставляет собой моно-, ди- или олигомерный карбоксилат.
  14. 14. Текучая среда по одному из пп.1-10, где вязкоупругое поверхностно-активное ставляет собой олеиламидосукцинат ί.’22Η,|0ΝΟ3 -Να'.
  15. 15. Текучая среда по одному из пп.1-10, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество вещество вещество вещество предпредпредпредставляет собой бетаиновое поверхностно-активное вещество, имеющее общую формулу Κ-Ν(Κ1Κ2)-Ζ, где Ζ представляет собой алкильную группу, или Κ.-ΟΝ(Κ4Κ.2Κ.3)-Ζ, где Ζ представляет собой ацильную группу и где гидрофобная группа Я может быть алифатической или ароматической, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной, и анионная группа Ζ поверхностно-активного вещества может представлять собой -Я'-8О3 -, -Я'-СОО-, где Я' представляет собой насыщенную алифатическую цепь и каждый из Я1, Я2 и Я3 независимо представляет собой водород или алифатическую цепь, содержащую по меньшей мере один атом углерода.
  16. 16. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где гидрофобно-модифицированный полимер имеет среднюю молекулярную массу в диапазоне между 10000 и 10000000 г/моль и предпочтительно в диапазоне между приблизительно 100000 и приблизительно 2000000 г/моль.
  17. 17. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где гидрофобно-модифицированный полимер имеет основную цепь и привитые к ней боковые гидрофобные цепи.
  18. 18. Текучая среда по п.17, где боковые гидрофобные цепи привиты на основную цепь при степени замещения, колеблющейся между 0,01 и 10 и предпочтительно между приблизительно 0,05 и приблизительно 5.
  19. 19. Текучая среда по одному из пп.17 или 18, где основной цепью является полисахарид, полиангидрид, полиакриламид, полиакрилат, полиакрилатный сополимер, простой полиэфир, сложный полиэфир, полиамид или поливиниловый спирт.
  20. 20. Текучая среда по одному из пп.17-19, где боковые гидрофобные цепи представляют собой полностью или частично насыщенные линейные или разветвленные углеводородные цепи.
  21. 21. Текучая среда по одному из пп.17-20, где боковые цепи являются отщепляемыми.
  22. 22. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где гидрофобно-модифицированный полимер представляет собой гидрофобно-модифицированный хитозан.
  23. 23. Текучая среда по одному из пп.1-21, где гидрофобно-модифицированный полимер представляет собой гидрофобно-модифицированный полиангидрид.
  24. 24. Текучая среда по одному из вышеуказанных пунктов, где указанная текучая среда способна образовывать гель, взаимодействующий с углеводородами.
  25. 25. Текучая среда по п.24, где гель способен разрушаться при контакте или смешивании с углеводо родами.
  26. 26. Текучая среда по п.25, где указанный гель способен разрушаться при вязкости менее чем 20 сП в течение менее чем 2 ч в условиях скважины.
  27. 27. Текучая среда по любому из вышеуказанных пунктов, где скорость просачивания указанной текучей среды ниже скорости просачивания текучей среды, содержащей только вязкоупругое поверхностно-активное вещество, с той же реологией.
  28. 28. Способ извлечения углеводородов, включающий следующие стадии: получение водной вязкоупругой текучей среды для гидроразрыва пласта, включающей вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гидрофобно-модифицированный полимер, где концентрация гидрофобно-модифицированного полимера находится в интервале между приблизительно концентрацией перекрывания с* и приблизительно концентрацией переплетения се; и введение указанной текучей среды в породу образования для
    - 1, разрыва указанных пород.
  29. 29. Способ по п.28, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества выше его критической концентрации мицеллообразования и ниже 20хс*, где с* представляет собой концентрацию перекрывания указанного вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
  30. 30. Способ по одному из пп.28 или 29, где текучая среда разрушается в условиях скважины при вязкости менее чем 20 сП в течение менее чем 2 ч.
EA200400858A 2001-12-22 2002-12-20 Водная текучая среда для гидроразрыва пласта EA006482B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0130880A GB2383355A (en) 2001-12-22 2001-12-22 An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant
PCT/GB2002/005833 WO2003056130A1 (en) 2001-12-22 2002-12-20 Aqueous fracturing fluid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200400858A1 EA200400858A1 (ru) 2005-02-24
EA006482B1 true EA006482B1 (ru) 2005-12-29

Family

ID=9928351

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200400858A EA006482B1 (ru) 2001-12-22 2002-12-20 Водная текучая среда для гидроразрыва пласта

Country Status (10)

Country Link
US (2) US7427583B2 (ru)
EP (1) EP1456503A1 (ru)
CN (1) CN1608168B (ru)
AU (1) AU2002356310A1 (ru)
CA (1) CA2471340C (ru)
EA (1) EA006482B1 (ru)
GB (1) GB2383355A (ru)
MX (1) MXPA04006187A (ru)
NO (1) NO20043127L (ru)
WO (1) WO2003056130A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2490298C2 (ru) * 2007-12-18 2013-08-20 ДОРФ КЕТАЛ СПЕШИАЛТИ КАТАЛИСТС, ЭлЭлСи Способ приготовления композиций сшивающего агента на основе циркония и их использование на нефтяных месторождениях

Families Citing this family (105)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
GB2383355A (en) * 2001-12-22 2003-06-25 Schlumberger Holdings An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant
US7741251B2 (en) * 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
US7091159B2 (en) 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
US7402549B2 (en) * 2004-01-21 2008-07-22 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7345012B2 (en) 2004-12-15 2008-03-18 Schlumberger Technology Corporation Foamed viscoelastic surfactants
US20040209780A1 (en) * 2003-04-18 2004-10-21 Harris Phillip C. Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8631869B2 (en) 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US8278250B2 (en) 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
US8091638B2 (en) 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8251141B2 (en) 2003-05-16 2012-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US8962535B2 (en) 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US7759292B2 (en) * 2003-05-16 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US7081439B2 (en) 2003-11-13 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the fluid loss properties of viscoelastic surfactant based fluids
US7563750B2 (en) * 2004-01-24 2009-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations
US8895480B2 (en) * 2004-06-04 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using guar-based well treating fluid
US7244694B2 (en) * 2004-09-02 2007-07-17 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses
US7237608B2 (en) * 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7608567B2 (en) * 2005-05-12 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
DE102006003201A1 (de) * 2006-01-24 2007-07-26 Basf Construction Polymers Gmbh Verfahren zum Brechen der Viskosität Polymer-verdickter wässriger Systeme für die Erdöl- und Erdgasgewinnung
US7931087B2 (en) * 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
BRPI0708920B1 (pt) * 2006-03-27 2018-05-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Sistema e método de injeção de água
US9303203B2 (en) * 2006-06-06 2016-04-05 Schlumberger Technology Corporation Thermoviscoelastic system fluid and well treatment method
EA016562B1 (ru) 2006-06-26 2012-05-30 Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед Скважинный раствор, способ проведения скважинной операции с применением этого раствора, применение полимера
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
EP2111381A2 (de) * 2006-11-30 2009-10-28 Basf Se Ph-schaltbares verdickersystem
US20100056398A1 (en) * 2006-11-30 2010-03-04 Basf Se Thickener composition
US7789160B2 (en) * 2007-10-31 2010-09-07 Rhodia Inc. Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants
CN101842552B (zh) * 2007-10-31 2014-06-04 罗迪亚公司 向水溶性聚合物中添加两性离子表面活性剂来提高聚合物在含盐和/或表面活性剂的水溶液中的稳定性
JP5620272B2 (ja) 2007-11-09 2014-11-05 プロノヴァ・バイオファーマ・ノルゲ・アーエスPronova BioPharma NorgeAS 化粧品において,食品サプリメントとして,または医薬品として用いるための脂質化合物
US7703527B2 (en) 2007-11-26 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation
US8193127B2 (en) * 2008-02-04 2012-06-05 Sanjel Corporation Low residue fluid fracturing system and method of use
EP2147910A1 (en) * 2008-07-15 2010-01-27 Pronova BioPharma Norge AS Novel lipid compounds
US20100326658A1 (en) * 2009-06-25 2010-12-30 Arthur Milne Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids
MX366137B (es) 2009-05-08 2019-06-28 Pronova Biopharma Norge As Acidos grasos poliinsaturados para el tratamiento de trastornos relacionados a las areas de los trastornos cardiovasculares, metabolicos e inflamatorios.
US8030250B2 (en) * 2009-07-17 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Method of treating subterranean formations with carboxylated guar derivatives
MX2012001198A (es) * 2009-07-30 2012-03-21 Basf Se Metodo para fracturar yacimientos subterraneos.
US8813845B2 (en) 2009-08-31 2014-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use
US8881820B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks
US8887809B2 (en) 2009-08-31 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising transient polymer networks
US7956016B2 (en) 2009-08-31 2011-06-07 Schlumberger Technology Corporation Methods to control fluid loss in a well bore
NZ600289A (en) 2009-10-30 2014-08-29 Fln Feuerloschgerate Neuruppin Vertriebs Gmbh Composition suitable for production of foam extinguishants
US9194223B2 (en) * 2009-12-18 2015-11-24 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
US8371383B2 (en) * 2009-12-18 2013-02-12 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
US8207096B2 (en) 2009-12-30 2012-06-26 Halliburton Energy Services Inc. Compressible packer fluids and methods of making and using same
US8347960B2 (en) * 2010-01-25 2013-01-08 Water Tectonics, Inc. Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing
WO2011100665A2 (en) 2010-02-12 2011-08-18 Rhodia Operations Rheology modifier compositions and methods of use
US20110265997A1 (en) * 2010-04-30 2011-11-03 Emilio Miquilena Viscosification and foaming of polyacrylamides
US8148303B2 (en) 2010-06-30 2012-04-03 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant additives used to retain producibility while drilling
US8592350B2 (en) 2010-06-30 2013-11-26 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
JP2014505017A (ja) 2010-11-05 2014-02-27 プロノヴァ・バイオファーマ・ノルゲ・アーエス 脂質化合物を用いる処置方法
BR112013014234B1 (pt) * 2010-12-16 2021-06-22 Akzo Nobel Chemicals International B.V. Composição viscoelástica aquosa e método para fraturar uma formação rochosa
US9546314B2 (en) 2011-04-07 2017-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a relative permeability modifier and a companion polymer interacting synergistically therewith and methods for use thereof
US9034803B2 (en) 2011-04-29 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Fluids comprising chitosan crosslinked by titanate
US8883695B2 (en) * 2011-05-03 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Particulate materials coated with a relative permeability modifier and methods for treating subterranean formations using treatment fluids containing the same
US9228041B2 (en) 2012-12-21 2016-01-05 Rhodia Operations Compositions with pH responsive copolymer containing MAEP and/or MAHP and method for using same
BR112015014948A8 (pt) 2012-12-21 2019-10-15 Rhodia Operations polímero que é um aditivo anti-sedimentação ou um espessante hase, composição aquosa, processo para inibição da sedimentação de partículas em composição aquosa e processo para espessamento de emulsão aquosa
AU2014222389B2 (en) 2013-02-28 2018-11-29 Pronova Biopharma Norge As A composition comprising a lipid compound, a triglyceride, and a surfactant, and methods of using the same
US9228123B2 (en) * 2013-03-12 2016-01-05 Ecolab Usa Inc. Temperature sensitive viscoelastic well-treatment fluids
FR3004458A1 (fr) 2013-04-11 2014-10-17 Rhodia Operations Fluides de fracturation a base de polymeres associatifs et de tensioactifs labiles
FR3004457A1 (fr) * 2013-04-11 2014-10-17 Rhodia Operations Fluides d'extraction a base de polymeres associatifs et de tensioactifs labiles
CN103254881B (zh) * 2013-04-16 2015-05-27 中国科学技术大学 一种热致凝胶堵水调剖剂及其制备方法和应用
US9695350B2 (en) 2013-05-31 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications
US9702239B2 (en) * 2013-06-27 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improved proppant suspension in high salinity, low viscosity subterranean treatment fluids
CN104419396B (zh) * 2013-08-23 2018-02-02 中国石油天然气股份有限公司 一种纳米复合压裂液及其制备方法与应用
US9845426B2 (en) 2013-09-20 2017-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. High-salt gelling compositions and methods for well treatment
US10017682B2 (en) * 2014-01-17 2018-07-10 Elevance Renewable Sciences, Inc. Natural oil-derived wellbore compositions and methods of use
CN103756664B (zh) * 2014-01-21 2017-01-25 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 页岩气压裂液用稠化剂、压裂液及其制备方法与应用
US9506317B2 (en) * 2014-01-21 2016-11-29 Baker Hughes Incorporated Method of improving cleanout of a wellbore
WO2015126371A1 (en) * 2014-02-18 2015-08-27 Halliburtion Energy Services, Inc. Fracturing fluids containing a viscoelastic surfactant viscosifier
WO2015183320A1 (en) * 2014-05-30 2015-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. A polymeric surfactant containing a protein head group and lipid tail group
CN104152134A (zh) * 2014-07-11 2014-11-19 南昌航空大学 一种中高温压裂液及其制备方法
BR112017010322A2 (pt) 2014-11-24 2017-12-26 Akzo Nobel Chemicals Int Bv composição, método de tratamento de formação subterrânea, e, uso no tratamento de formação subterrânea
GB2548248B (en) * 2014-12-22 2022-03-23 Halliburton Energy Services Inc Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations
JP6978941B2 (ja) 2015-04-01 2021-12-08 ヌーリオン ケミカルズ インターナショナル ベスローテン フェノーツハップNouryon Chemicals International B.V. エマルジョン安定化剤としてのバイオポリマーブレンド
FR3034423B1 (fr) * 2015-04-03 2019-05-31 Cnrs Dispersion aqueuse de particules d'au moins un polymere thermoplastique, son procede de preparation et ses applications, notamment pour l'ensimage de fibres de renfort
JP6784696B2 (ja) 2015-04-28 2020-11-11 プロノヴァ バイオファーマ ノルゲ エーエス 硫黄を含有する構造的に強化された脂肪酸の非アルコール性脂肪性肝炎の予防及び/又は治療のための使用
CN104830296A (zh) * 2015-04-30 2015-08-12 中国石油大学(华东) 一种用于中低渗透油藏的低伤害降滤失剂
US9702225B2 (en) * 2015-05-13 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Surface modification agent to prolong scale inhibitor lifetime
US10717923B2 (en) 2015-06-05 2020-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions including a viscosifying non-ionic associative polymer for treatment of subterranean formations
US20180230362A1 (en) * 2015-10-22 2018-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use
US20190040307A1 (en) * 2016-05-10 2019-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Shear-thinning self-viscosifying system for hydraulic fracturing applications
US10407606B2 (en) 2016-05-12 2019-09-10 Saudi Arabian Oil Company High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising nanoparticle viscosity modifiers
US10047279B2 (en) * 2016-05-12 2018-08-14 Saudi Arabian Oil Company High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising polymeric viscosity modifiers
CA3024591A1 (en) 2016-05-25 2017-11-30 Rhodia Operations Shear recovery for viscosifying surfactants in stimulation fluids
CA3024704C (en) 2016-05-25 2024-04-30 Rhodia Operations Self-diverting acidizing system for wellbore treatment
US10883040B2 (en) 2016-11-15 2021-01-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Injection fluids for oil recovery and methods of making and using the same
US10883039B2 (en) 2016-11-15 2021-01-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Injection fluids for oil recovery and methods of making and using the same
CN106590612B (zh) * 2016-11-17 2019-10-01 新疆正通石油天然气股份有限公司 交联缔合聚合物压裂液低温破胶剂及制备方法和使用方法
CN106590611A (zh) * 2016-11-17 2017-04-26 新疆正通石油天然气股份有限公司 交联缔合聚合物压裂液及其生产方法
CN106905947A (zh) * 2017-02-08 2017-06-30 中国石油天然气股份有限公司 一种驱油压裂液及其制备方法与应用
US10563119B2 (en) 2017-07-27 2020-02-18 Saudi Arabian Oil Company Methods for producing seawater based, high temperature viscoelastic surfactant fluids with low scaling tendency
AR112772A1 (es) * 2017-07-31 2019-12-11 Chevron Usa Inc Métodos para tratar formaciones subterráneas no convencionales con fluidos de inyección que comprenden surfactantes no iónicos
BR112020011431A2 (pt) 2017-12-06 2020-11-24 Basf As derivados de ácido graxo para o tratamento de esteato-hepatite não alcoólica
CN111566184B (zh) * 2017-12-19 2023-08-01 罗地亚经营管理公司 用于辅助开采石油的表面活性剂和缔合聚合物的水性配制品
US11434416B2 (en) 2018-04-19 2022-09-06 ExxonMobil Technology and Engineering Company Formation of in-situ activated injection fluids for enhanced oil recovery applications
CN108913117A (zh) * 2018-07-21 2018-11-30 北京宝丰春石油技术有限公司 一种清洁携砂液
GB2583070B (en) 2019-03-20 2023-09-13 Schlumberger Technology Bv Viscosification of aqueous solutions
CN113652222B (zh) * 2021-08-13 2022-10-18 四川川庆井下科技有限公司 一种耐温耐盐阴离子表面活性剂清洁压裂液及其制备方法

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3081619A (en) 1961-01-16 1963-03-19 William S Pappas Continuous analyzer utilizing boiling point determination
US4266610A (en) * 1978-11-28 1981-05-12 Phillips Petroleum Company Sulfonate-cosurfactant mixtures for use in hard brines during oil recovery operations
US4725372A (en) 1980-10-27 1988-02-16 The Dow Chemical Company Aqueous wellbore service fluids
US4432881A (en) * 1981-02-06 1984-02-21 The Dow Chemical Company Water-dispersible hydrophobic thickening agent
US4615825A (en) 1981-10-30 1986-10-07 The Dow Chemical Company Friction reduction using a viscoelastic surfactant
US4541935A (en) 1982-11-08 1985-09-17 The Dow Chemical Company Hydraulic fracturing process and compositions
US4695389A (en) 1984-03-16 1987-09-22 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4735731A (en) 1984-06-15 1988-04-05 The Dow Chemical Company Process for reversible thickening of a liquid
EP0239568A4 (en) * 1985-09-16 1988-07-29 Dow Chemical Co HYDRAULIC FRACTURING PROCESS AND COMPOSITIONS.
CA1298697C (en) 1987-07-30 1992-04-14 Warren Lee Nehmer Viscoelastic surfactant gravel carrier fluids
US5036136A (en) 1987-12-21 1991-07-30 Exxon Research And Engineering Company Mixtures of colloidal rod-like viscoelastic fluids and anionic-alkyl containing copolymers
US4975482A (en) 1989-08-18 1990-12-04 Exxon Research & Engineering Company Viscoelastic fluids formed through the interaction of polymerizable vesicles and alkyl-containing polymers (C-2381)
US5566760A (en) * 1994-09-02 1996-10-22 Halliburton Company Method of using a foamed fracturing fluid
US5551516A (en) 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US5979555A (en) 1997-12-02 1999-11-09 Akzo Nobel Nv Surfactants for hydraulic fractoring compositions
GB2332224B (en) * 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Gelling composition for wellbore service fluids
GB2332223B (en) 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids
GB2335680B (en) * 1998-03-27 2000-05-17 Sofitech Nv Method for water control
AU5167700A (en) * 1999-05-27 2000-12-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Brine viscosification for enhanced oil recovery
EA004093B1 (ru) * 2000-04-05 2003-12-25 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ
MXPA03001195A (es) 2000-08-07 2004-05-17 Sofitech Nv Fluido de tratamiento de sondeo viscoelastico.
GB2365464B (en) 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver fluid
GB2372058B (en) 2001-02-13 2004-01-28 Schlumberger Holdings Viscoelastic compositions
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
GB2395507B (en) * 2001-06-22 2006-02-15 Bj Services Co Fracturing fluids and methods of making and using same
GB2383355A (en) 2001-12-22 2003-06-25 Schlumberger Holdings An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2490298C2 (ru) * 2007-12-18 2013-08-20 ДОРФ КЕТАЛ СПЕШИАЛТИ КАТАЛИСТС, ЭлЭлСи Способ приготовления композиций сшивающего агента на основе циркония и их использование на нефтяных месторождениях

Also Published As

Publication number Publication date
GB2383355A (en) 2003-06-25
MXPA04006187A (es) 2005-04-19
CN1608168A (zh) 2005-04-20
CA2471340C (en) 2011-11-22
EP1456503A1 (en) 2004-09-15
US8143197B2 (en) 2012-03-27
US20050107503A1 (en) 2005-05-19
NO20043127L (no) 2004-07-21
EA200400858A1 (ru) 2005-02-24
WO2003056130A1 (en) 2003-07-10
US7427583B2 (en) 2008-09-23
CA2471340A1 (en) 2003-07-10
US20090023616A1 (en) 2009-01-22
GB0130880D0 (en) 2002-02-06
CN1608168B (zh) 2010-05-05
AU2002356310A1 (en) 2003-07-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA006482B1 (ru) Водная текучая среда для гидроразрыва пласта
RU2359112C2 (ru) Способы регулирования свойств потери текучей среды из текучих сред на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ
US8865632B1 (en) Drag-reducing copolymer compositions
US7530393B2 (en) Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low molecular weight water-soluble polymers
EP1404776B1 (en) Polymer solutions with shear reversible properties
EA017431B1 (ru) Приготовление вязкой композиции под землей
Rellegadla et al. An effective approach for enhanced oil recovery using nickel nanoparticles assisted polymer flooding
EA011401B1 (ru) Жидкости, вспененные диоксидом углерода, и способы с их использованием
CA2825034A1 (en) Oil field treatment fluids
Baruah et al. Study on the thermal stability of viscoelastic surfactant-based fluids bearing lamellar structures
CA2877319C (en) Self-degrading ionically cross-linked biopolymer composition for well treatment
CN107686723A (zh) 一种co2响应就地凝胶封窜溶胶及其制备方法与应用
SA518400256B1 (ar) تحويل حمض في تكوينات متصدعة طبيعيًا
Tang et al. Surfactant-free aqueous foams stabilized with synergy of xanthan-based amphiphilic biopolymer and nanoparticle as potential hydraulic fracturing fluids
AU2024200244A1 (en) Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers
Shaikh et al. Performance evaluation of a novel CO2-induced clean fracturing fluid in low permeability formations
WO2016099534A1 (en) Additive of cellulose nanofibrils or nanocrystals and a second polymer
Bataweel Enhanced oil recovery in high salinity high temperature reservoir by chemical flooding
Aliu Rheology, regain fracture conductivity and viscous fingering phenomenon for proppant suspension in CMC hydraulic fracturing fluid
Liu et al. Preparation and performance of an environmental-friendly degradable semi-interpenetrating network temporary plugging agent for acidification
Wang Well productivity enhancement of high temperature heterogeneous carbonate reservoirs

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 BY KG MD TJ TM

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): AZ KZ

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): RU