EA007303B1 - Генерирование кислоты в скважине при кислотном гидроразрыве пласта - Google Patents

Генерирование кислоты в скважине при кислотном гидроразрыве пласта Download PDF

Info

Publication number
EA007303B1
EA007303B1 EA200500735A EA200500735A EA007303B1 EA 007303 B1 EA007303 B1 EA 007303B1 EA 200500735 A EA200500735 A EA 200500735A EA 200500735 A EA200500735 A EA 200500735A EA 007303 B1 EA007303 B1 EA 007303B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acid
solid
solid acid
precursor
hydrolysis
Prior art date
Application number
EA200500735A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500735A1 (ru
Inventor
Джон Стилл
Кейт Дисмьюк
Вейн Френье
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 EA200500735A1 publication Critical patent/EA200500735A1/ru
Publication of EA007303B1 publication Critical patent/EA007303B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y10S507/923—Fracture acidizing
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/933—Acidizing or formation destroying

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Biological Depolymerization Polymers (AREA)
  • Materials For Medical Uses (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
  • Cereal-Derived Products (AREA)
  • Luminescent Compositions (AREA)
  • Saccharide Compounds (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Pigments, Carbon Blacks, Or Wood Stains (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Bakery Products And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
  • Beans For Foods Or Fodder (AREA)
  • Steroid Compounds (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Oscillators With Electromechanical Resonators (AREA)

Abstract

Предусматривается способ кислотного гидроразрыва пласта, при котором кислота генерируется в трещине посредством гидролиза твердого предшественника кислоты, выбранного из одного или более чем одного агента из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимера полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимера гликолевой кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту, и сополимера молочной кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту. Твердый предшественник кислоты может смешиваться с материалом, взаимодействующим с твердой кислотой, для ускорения гидролиза, и/или снабжаться покрытием для замедления гидролиза. Также применяются водорастворимые жидкие соединения, которые ускоряют гидролиз. Способ приводит к тому, что кислота вступает в контакт с поверхностями трещин вдали от ствола скважины.

Description

Уровень техники
Настоящее изобретение относится к способу нагнетания твердых предшественников кислот, которые растворяются в воде с генерацией кислот, после того как они нагнетаются. Более конкретно, оно относится к способу генерирования кислоты ίη δίΐιι. вдали от ствола скважины, в трещинах, при кислотном гидроразрыве пласта (подкислении трещин).
При кислотном гидроразрыве пласта, кислота размещается в трещине, на некотором расстоянии от ствола скважины, где она взаимодействует с поверхностью трещины, с дифференциальным вытравливанием различных путей для потоков, которые а) образуют несоразмерности, так что противоположные поверхности трещины не смыкаются, когда давление в трещине уменьшается, и, таким образом, трещина не закрывается полностью, и Ь) обеспечивают пути потоков для добываемой текучей среды вдоль поверхностей трещины от дальних частей трещины к стволу скважины. Как правило, кислота помещается в желаемом положении посредством создания кислотной текучей среды на поверхности и закачки кислотной текучей среды от поверхности и вниз по стволу скважины, при давлении, превышающем давление разрыва пласта. Существуют, в целом, две главных проблемы, встречающихся во время этой обычной процедуры.
Во-первых, во время операции закачки, кислота находится в контакте с железосодержащими компонентами скважины, такими как обсадка, обсадная колонна-хвостовик, трубы в бухтах и тому подобное. Кислоты являются коррозийными для таких материалов, в особенности, при высокой температуре. Это означает, что ингибиторы коррозии должны добавляться в нагнетаемую текучую среду, чтобы не ограничивать количество кислоты и/или время выдерживания, которые могут использоваться во время нагнетания кислоты. Кроме того, кислотная коррозия приводит к образованию соединений железа, таких как хлориды железа. Эти соединения железа могут осаждаться, в особенности, если присутствуют сера или сульфиды, и могут влиять на стабильность или эффективность других компонентов текучей среды, таким образом, требуя добавления в текучую среду агентов для регулирования железа или агентов для ограничения уровня железа.
Во-вторых, если, как обычно, намерением является использование кислоты для обработки части формации на значительном расстоянии от ствола скважины, осуществление этого может быть очень сложным, поскольку, если кислота нагнетается с поверхности вниз по стволу скважины и в контакте с формацией, кислота будет естественным образом взаимодействовать с первым реакционноспособным материалом, с которым она вступит в контакт. В зависимости от природы скважины и природы обработки, этот вступивший в контакт первым и/или прореагировавший первым материал может представлять собой фильтрационную корку, может представлять собой поверхность формации, образующую стенку ствола скважины без обсадки (или необсаженного ствола скважины), может представлять собой формацию вблизи ствола скважины или может представлять собой часть формации, которая имеет самую высокую проницаемость для текучей среды или находится в контакте текучей среды с частью формации, которая имеет самую высокую проницаемость для текучей среды. Во многих случаях, все это может и не представлять собой материал формации (матрицы), с которым, по желанию оператора, должна взаимодействовать кислота. В лучшем случае, это может представлять собой напрасное расходование кислоты; в худшем случае это может сделать обработку неэффективной или даже вредной. Как правило, чем выше температура, тем более реакционноспособной является кислота и тем большими являются проблемы.
Существует несколько способов, с помощью которых, в прошлом, операторы справлялись с этими проблемами. Один из способов заключается в изоляции кислоты от материала, взаимодействие с которым является нежелательным. Это осуществляется, например, посредством а) размещения кислоты во внутренней фазе эмульсии (так называемой эмульгированной кислоты), а затем, либо вызывая, либо делая возможной инверсию эмульсии в тот момент времени и в том месте, где взаимодействие является желательным, либо делая возможным медленный перенос кислоты через границы фаз, или Ь) инкапсулирования кислоты, например, посредством способа, описанного в патенте США № 6207620, а затем, высвобождения кислоты там и где это необходимо. С этими способами имеются проблемы. Хотя эмульгированные кислоты являются популярными и эффективными, они требуют дополнительных добавок и специального оборудования, и опыта работы, и могут быть сложными для управления. Проблема с инкапсулированными кислотами заключается в том, что положение и временной график высвобождения кислоты могут быть сложными для управления. Высвобождение осуществляется посредством либо физического, либо химического разрушения покрытия. Физическое повреждение инкапсулированного материала или неполное или неадекватное нанесение покрытия во время производства может вызвать преждевременное высвобождение кислоты.
Второй способ представляет собой замедленное образование кислоты. Тешр1е1оп, с1 а1., Нщйег рН Λοίά 811ши1а1юп §у81еш8, 8РЕ рарег 7892, 1979, описывает гидролиз сложных эфиров, таких как метилформиат и метилацетат, в качестве генераторов кислот ίη зйи, на нефтепромысле. Они также описывают взаимодействие аммониймонохлоруксусной кислоты с водой, с генерированием гликолевой кислоты и хлорида аммония на нефтепромысле. Однако эти предшественники кислот представляют собой жидкости, и эти взаимодействия происходят очень быстро, как только предшественники кислот вступают в контакт с водой.
- 1 007303
Имеется необходимость в новом способе замедленного, управляемого высвобождения кислот из твердых продуктов ίη δίΐιι при кислотном гидроразрыве пласта.
Сущность изобретения
Один из вариантов осуществления по настоящему изобретению представляет собой способ кислотного гидроразрыва пласта с использованием твердого предшественника кислоты для обеспечения управляемого высвобождения кислоты посредством гидролиза и растворения. Твердый предшественник кислоты представляет собой лактид, гликолид, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимер полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимер гликолевой кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту, сополимер молочной кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту, или смеси из указанных выше соединений. Твердый предшественник кислоты может смешиваться со вторым твердым продуктом, который взаимодействует с кислотой, таким как гидроксид магния, карбонат магния, доломит (магний кальций карбонат), карбонат кальция, гидроксид алюминия, оксалат кальция, фосфат кальция, метафосфат алюминия, стеклообразный полифосфат натрия-цинкакалия, и стеклообразный полифосфат натрия-кальция-магния, для цели увеличения скорости растворения и гидролиза твердого предшественника кислоты. Второй твердый материал будет называться материал, взаимодействующий с твердой кислотой. В вариантах осуществления настоящего изобретения, частицы твердых предшественников кислоты, необязательно смешанных с материалами, взаимодействующими с твердой кислотой, в одних и тех же или отдельных частицах, находятся в форме шариков, полосок, гранул, волокон или в других формах. Когда они находятся в одних и тех же частицах, твердые предшественники кислоты могут заключать в себе материалы, взаимодействующие с твердой кислотой. Твердый предшественник кислоты, включая случай, когда он смешивается с другими материалами или содержит их, сам может снабжаться покрытием или инкапсулироваться для замедления или задержки гидролиза. В другом варианте осуществления, растворимые жидкости, такие как сложные эфиры, сложные диэфиры, ангидриды, лактоны, гидроксид натрия, гидроксид калия, амиды, амины, карбонаты, бикарбонаты, спирты, алканоламины, гидроксид аммония и их смеси, добавляются к текучей среде в трещине для ускорения гидролиза твердого предшественника кислоты. В другом варианте осуществления, текучая среда дополнительно содержит расклинивающий наполнитель. Еще в одном варианте осуществления, текучая среда дополнительно содержит загуститель. Еще в одном варианте осуществления текучая среда дополнительно содержит расклинивающий наполнитель и загуститель. Еще в одном варианте осуществления текучая среда содержит кислоту, например хлористо-водородную кислоту, фтористо-водородную кислоту, бифторид аммония, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, аминополикарбоновую кислоту, полиаминополикарбоновую кислоту, соль одной или нескольких этих кислот или смесь одной или нескольких из этих кислот или солей.
Краткое описание чертежей
На чертеже показана растворимость кальцита в различных органических кислотах.
Подробное описание изобретения
В отличие от обычного кислотного гидроразрыва пласта, текучая среда для разрыва пласта, используемая в способе по настоящему изобретению, как правило, не содержит кислоты, когда она приготавливается на поверхности и нагнетается в скважину.
Превосходными источниками кислоты, которая может генерироваться в скважине, когда и где это потребуется, представляют собой твердые циклические димеры, или твердые полимеры некоторых органических кислот, которые гидролизуются при известных и управляемых условиях температуры, времени и рН, с образованием органических кислот. Авторы будут называть эти твердые материалы предшественниками кислот, а образование кислоты в скважине - замедленное генерирование кислоты. Одним из примеров пригодного для использования твердого предшественника кислоты является твердый циклический димер молочной кислоты (известный как лактид), который имеет температуру плавления от 95 до 125°С, (в зависимости от оптической активности). Другой пример представляет собой полимер молочной кислоты (иногда называемый полимолочной кислотой (или РЬЛ), или полилактат, или полилактид). Другой пример представляет собой твердый циклический димер гликолевой кислоты (известный как гликолид), который имеет температуру плавления примерно 86°С. Еще один пример представляет собой полимер гликолевой кислоты (гидроксиуксусной кислоты), также известный как полигликолевая кислота (РОЛ) или полигликолид.
Другой пример представляет собой сополимер молочной кислоты и гликолевой кислоты. Эти полимеры и сополимеры представляют собой сложные полиэфиры.
СатдШ Ωο\ν. М1ппе!опка, ΜΝ, И8Л, производит твердый циклический димер молочной кислоты, называемый лактидом, и производит из него полимеры молочной кислоты или полилактаты с различными молекулярными массами и степенями кристалличности под общим торговым наименованием ΝΆΤυΚΕ^ΟΒΚδ™ РЬЛ. Материалы РЬЛ, доступные в настоящее время от СатдШ Эо\у имеют молекулярные массы примерно до 100000, хотя любой полилактид (приготовленный с помощью любого способа любым производителем) и материал с любой молекулярной массой и любой степенью кристалличности может использоваться в вариантах осуществления настоящего изобретения. Полимеры РЬЛ являются
- 2 007303 твердыми при комнатной температуре и гидролизуются с помощью воды, с образованием молочной кислоты. Полимеры, доступные от СатдШ Όον, как правило, имеют температуры плавления кристаллов примерно от 120 примерно до 170°С, но могут получаться и другие полимеры. Поли(б,1-лактид) является доступным от Βίο-Ιηνί§οτ, Веушд апб Ταίναη, с молекулярными массами до 500000. Βίο-Ιηνί§οτ также поставляет полигликолевую кислоту (также известную как полигликолид) и различные сополимеры молочной кислоты и гликолевой кислоты, часто называемые полиглактином или поли(лактид-согликолидом). Скорости реакций гидролиза у всех этих материалов определяются молекулярной массой, кристалличностью (отношением кристаллического и аморфного материала), физической формой (размером и формой твердого материала) и, в случае полилактида, количествами двух оптических изомеров. Встречающийся в природе 1-лактид образует частично кристаллические полимеры; синтетический б1лактид образует аморфные полимеры. Аморфные области являются более восприимчивыми к гидролизу, чем кристаллические области. Более низкая молекулярная масса, меньшая кристалличность и более высокое отношение поверхности к массе, все это приводит к более быстрому гидролизу. Гидролиз ускоряется посредством увеличения температуры, посредством добавления кислоты или основания, или посредством добавления материала, который взаимодействует с продуктом (продуктами) гидролиза.
Гомополимеры могут быть более кристаллическими; сополимеры имеют тенденцию к аморфности, если только они не являются блок сополимерами. Степень кристалличности может регулироваться посредством способа получения гомополимеров и посредством способа получения и отношения и распределения лактида и гликолида для сополимеров. Полигликолид может приготавливаться в пористой форме. Некоторые полимеры очень медленно растворяются в воде до того, как они гидролизуются.
Другие материалы, пригодные для использования в качестве твердых предшественников кислот, все представляют собой такие полимеры гидроксиуксусной кислоты (гликолевой кислоты) самой с собой или с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту, как описаны в патентах США №№ 4848467; 4957165 и 4986355.
Обнаружено, что растворение твердых предшественников кислот по настоящему изобретению ускоряется посредством добавления определенных химических агентов. Эти агенты легко взаимодействуют с твердым предшественником кислоты и вызывают удаление малого количества материала с поверхности твердого предшественника кислоты. Не связываясь с теорией, предполагается, что нетронутая поверхность твердого предшественника кислоты, является сравнительно нерастворимой, но что, когда поверхность разрушается посредством удаления малого количества материала, последующее растворение дополнительного материала с этой поверхности является более простым. Только малое количество ускоряющего агента (ускорителя) является необходимым для начала процесса растворения; после этого он будет происходить без какого-либо добавления агента. С другой стороны, если присутствует дополнительный агент, поскольку он легко взаимодействует с твердым предшественником кислоты, он будет ускорять продолжающийся процесс растворения. В этом заключается механизм действия ускорителя. Следует отметить, что ускоритель не потребляет всю генерируемую кислоту; он вызывает более быстрое генерирование большего количества кислоты посредством разрушения структуры поверхности твердого предшественника кислоты. Если агент является твердым, он не может ускорять начальное растворение, поскольку имеется неадекватное химическое взаимодействие между двумя твердыми материалами, но после того как начинается растворение твердого предшественника кислоты (например, в результате увеличения температуры) материал, взаимодействующий с твердой кислотой, будет ускорять последующее растворение. Следует отметить, что сама формация может представлять собой твердый ускоритель. Кроме того, действие ускорителей может замедляться, например, если имеются медленно растворимые твердые вещества, или если они являются химически связанными с жидким химикалием, который должен гидролизоваться для высвобождения агента. Один из твердых предшественников кислоты может представлять собой ускоритель для другого; например, РОЛ ускоряет гидролиз РЬЛ. Временной график и скорость растворения твердого предшественника кислоты управляется посредством этих методик.
Для ускорения растворения твердых предшественников кислот, водонерастворимые твердые, растворимые в кислоте или взаимодействующие с кислотой материалы, такие как, но не ограничиваясь этим, гидроксид магния, карбонат магния, доломит (магний кальций карбонат), карбонат кальция, гидроксид алюминия, оксалат кальция, фосфат кальция, метафосфат алюминия, стеклообразный полифосфат натрия-цинка-калия и стеклообразный полифосфат натрия-кальция-магния, могут смешиваться с ними или включаться в твердые предшественники кислот, такие как циклические сложноэфирные димеры молочной кислоты или гликолевой кислоты или гомополимеры или сополимеры молочной кислоты или гликолевой кислоты. Эти смеси добавляют в жидкость для гидроразрыва пласта. По меньшей мере часть твердого предшественника кислоты медленно гидролизуется при управляемых скоростях, для высвобождения кислот в заданных положениях и в заданные моменты времени, в трещине. В дополнение к взаимодействию с поверхностью трещины формации, кислоты также взаимодействуют, по меньшей мере, с частью материалов, взаимодействующих с кислотой, если они присутствуют и растворяют их. Это будет ускорять растворение твердого предшественника кислоты и генерировать кислоту в количествах, превышающих те, которые взаимодействуют с материалом, взаимодействующим с твердой кислотой. Результат заключается в том, что по меньшей мере часть, как твердого предшественника кислоты, так и
- 3 007303 материала, взаимодействующего с твердой кислотой, растворяется. Обычно большая часть твердого материала, добавляемого вначале, или весь он уже не присутствует в конце обработки. Однако не является необходимым ни гидролиз всего твердого предшественника кислоты, ни растворение всего материала, взаимодействующего с твердой кислотой. Какие-либо остающиеся твердые материалы преимущественно действуют в качестве расклинивающего агента. Следует отметить, что часто дополнительный материал, взаимодействующий с твердой кислотой, не будет необходимым для ускорения гидролиза твердого предшественника кислоты, поскольку сама формация будет взаимодействовать с кислотой. Однако материал, взаимодействующий с твердой кислотой, может выбираться таким образом, чтобы он был более реакционноспособным, чем формация, или мог вступать в более тесный контакт с твердым предшественником кислоты.
Растворение твердых предшественников кислот при кислотном гидроразрыве пласта может также ускоряться посредством добавления определенных растворимых жидких добавок. Эти ускорители могут представлять собой кислоты, основания или источники кислот или оснований. Они являются особенно ценными при низких температурах (например, ниже примерно 135°С), при которых твердые предшественники кислот гидролизуются медленно, по сравнению со временем, которое оператор хотел бы потратить на выведение скважины на добычу после обработки для разрыва пласта. Неограничивающие примеры таких растворимых жидких добавок, которые осуществляют гидролиз для высвобождения органических кислот, представляют собой сложные эфиры (включая сложные циклические эфиры), сложные диэфиры, ангидриды, лактоны и амиды. Соединение этого типа при соответствующем количестве, которое осуществляет гидролиз с соответствующей скоростью, для температуры формации и рН жидкости для гидроразрыва пласта, легко идентифицируется для данной обработки посредством простых лабораторных экспериментов по гидролизу. Другие пригодные для использования растворимые жидкие добавки представляют собой простые основания. (Их называют жидкостями поскольку на практике было бы проще и безопаснее добавлять их в жидкость для гидроразрыва пласта скорее как водные растворы, чем как твердые материалы). Пригодные для использования основания представляют собой гидроксид натрия, гидроксид калия и гидроксид аммония. Другие пригодные для использования растворимые жидкие добавки представляют собой алкоксиды, водорастворимые карбонаты и бикарбонаты, спирты, такие как, но не ограничиваясь этим, метанол и этанол, алканоламины и органические амины, такие как моноэтаноламин и метиламин. Другие пригодные для использования растворимые жидкие добавки представляют собой кислоты, такие как, но не ограничиваясь этим, хлористо-водородная кислота, фтористоводородная кислота, бифторид аммония, муравьиная кислота, уксусная кислота, молочная кислота, гликолевая кислота, аминополикарбоновые кислоты (такие как, но не ограничиваясь этим, гидроксиэтилиминодиуксусная кислота), полиаминополикарбоновые кислоты (такие как, но не ограничиваясь этим, гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота), соли - включая первичные кислые соли - органических кислот (например, соли аммония, калия или натрия) и смеси этих кислот или солей. Бифторид аммония частично гидролизуется в контакте с водой с образованием некоторого количества НР и поэтому будет называться здесь кислотой. Органические кислоты могут использоваться в виде их солей. Когда коррозийная кислота может вступить в контакт с металлом, подверженным коррозии, добавляются ингибиторы коррозии.
Смеси одного или нескольких твердых предшественников кислот и одного или нескольких материалов, взаимодействующих с твердыми кислотами, если они присутствуют, могут представлять собой чисто физические смеси отдельных частиц отдельных компонентов. Смеси могут также быть получены таким образом, что один или несколько твердых предшественников кислот и один или нескольких материалов, взаимодействующих с твердыми кислотами, находятся в каждой частице; это будет называться объединенной смесью. Это может быть проделано, в качестве неограничивающих примеров, посредством нанесения на материал, взаимодействующий с кислотой, покрытия из твердого предшественника кислоты или посредством нагрева физической смеси до тех пор, пока твердый предшественник кислоты не расплавится, тщательного перемешивания, охлаждения и измельчения. Например, в промышленности распространенной практикой является совместное экструдирование полимеров с материалами минеральных наполнителей, таких как тальк или карбонаты, с тем, чтобы они имели измененные оптические, тепловые и/или механические свойства. Такие смеси полимеров и твердых материалов обычно упоминаются как наполненные полимеры. В любом случае предпочтительным является, чтобы распределение компонентов в смесях было настолько однородным, насколько это возможно. Выбор и относительные количества компонентов могут подбираться для данной ситуации, для управления скоростью гидролиза твердого предшественника кислоты. Наиболее важными факторами будут температура, при которой будет осуществляться обработка, композиция водной текучей среды или текучих сред, с которыми смесь будет вступать в контакт, и время и скорость, желательные для генерации кислоты.
Твердые предшественники кислот или смеси твердых предшественников кислот и материалов, взаимодействующих с твердыми кислотами, могут изготавливаться с различными формами твердых материалов, включая, но не ограничиваясь этим, волокна, шарики, пленки, полоски и гранулы. Твердые предшественники кислот или смеси твердых предшественников кислот и материалов, взаимодействующих с твердыми кислотами, могут снабжаться покрытием для замедления гидролиза. Пригодные для ис
- 4 007303 пользования покрытия включают в себя поликапролат (сополимер гликолида и эпсилон-капролактона) и стеарат кальция, которые оба являются гидрофобными. Сам поликапролат гидролизуется медленно. Генерирование гидрофобного слоя на поверхности твердых предшественников кислот или смесей твердых предшественников кислот и материалов, взаимодействующих с твердыми кислотами, в любом случае замедляет гидролиз. Заметим, что здесь нанесение покрытия может относиться к инкапсулированию или просто к изменению поверхности посредством химической реакции или посредством формирования или добавления тонкой пленки другого материала. Другой подходящий способ замедления гидролиза твердого предшественника кислоты и высвобождения кислоты заключается в суспендировании твердого предшественника кислоты, необязательно, с гидрофобным покрытием, в масле или в масляной фазе эмульсии. Гидролиза и высвобождения кислоты не происходит до тех пор, пока вода не вступит в контакт с твердым предшественником кислоты. Способы, используемые для замедления генерирования кислоты, могут использоваться в сочетании с включением материала, взаимодействующего с твердой кислотой, для ускорения генерирования кислоты, поскольку, может быть желательным, сначала, замедление генерирования кислоты, но затем, получение быстрого генерирования кислоты.
Преимущество композиции и способа вариантов осуществления настоящего изобретения заключаются в том, что для данной обработки нефтепромысла, соответствующий твердый предшественник кислоты и материал, взаимодействующий с твердой кислотой, могут быть легко выбраны среди множества доступных материалов. Скорость генерирования кислоты из конкретного твердого предшественника кислоты или конкретной смеси твердого предшественника кислоты и материала, взаимодействующего с твердой кислотой, имеющих конкретную химическую и физическую структуру, включая покрытие, если оно присутствует, при конкретной температуре и в контакте с текучей средой или текучими средами конкретного состава (например, рН и концентрации и природа других компонентов, в частности, электролитов), легко определяется посредством простого эксперимента: выдерживания предшественника кислоты для текучей среды или текучих сред в условиях обработки и мониторинга высвобождения кислоты. Скорость растворения материала, взаимодействующего с твердой кислотой, если материал, взаимодействующий с твердой кислотой, включается, определяется подобными же факторами (такими как выбор материала, взаимодействующего с твердой кислотой, отношение материалов, размер частиц, кальцинирование и нанесение покрытия на материал, взаимодействующий с твердой кислотой) и может легко и просто определяться посредством подобных экспериментов. Разумеется, выбирается твердый предшественник кислоты, который а) генерирует кислоту при желаемой скорости (после соответствующей задержки, если необходимо), и Ь) является совместимым с функционированием других компонентов текучей среды и не ухудшает его. Выбирается материал, взаимодействующий с кислотой, который ускоряет генерирование кислоты до соответствующей степени и является совместимым с функционированием других компонентов текучей среды.
Частицы твердых предшественников кислот или частицы смесей саморазрушаются ίη $ύιι, то есть в положении, где они размещаются (преднамеренно или случайно). Это положение может представлять собой часть суспензии, в текучей среде для обработки, в стволе скважины, в отверстиях, в трещине, в виде компонента фильтровальной корки на стенках ствола скважины, или трещины, или в порах самой формации. Способ может использоваться в карбонатах и в песчаниках. При использовании, даже если частицы, как предполагается, должны находиться в трещине, они могут расходоваться в других местах, где они обычно являются нежелательными, поскольку они препятствуют протеканию текучей среды, так что во всех положениях является желательным саморазрушение. Большая часть частиц расходуется в трещине, где кислота, которая генерируется, вытравливает поверхности трещин.
Если используется смесь, размеры частиц индивидуальных компонентов смеси могут быть одинаковыми или различными. Может использоваться почти любой размер частицы. Определяющие факторы включают в себя а) производительность оборудования, Ь) ширину генерируемой трещины и с) желаемую скорость и время саморазрушения. Скорость саморазрушения может легко измеряться в лаборатории, для данной текучей среды при данной температуре. Предпочтительные размеры представляют собой размеры расклинивающих наполнителей и добавок, применяющихся при потерях текучих сред, поскольку операторы имеют оборудование и опыт работы, соответствующие этим размерам.
Особенное преимущество этих материалов заключается в том, что твердые предшественники кислот и генерируемые кислоты являются нетоксичными и являются биологически разрушаемыми. Твердые предшественники кислот часто используются в качестве саморастворяющихся швов.
Твердые предшественники кислот по настоящему изобретению могут использоваться для замедленного генерирования кислот при кислотном гидроразрыве пласта, способами, в которых используются инкапсулированные кислоты, описанными в патенте США № 6207620, тем самым, включаемом сюда во всей его полноте.
Твердые предшественники кислот с ускорителями или без них могут использоваться особенно эффективно при обработках с целью кислотного гидроразрыва пласта. Кислотный гидроразрыв пласта представляет собой способ, в котором кислая текучая среда нагнетается в формацию при давлении, достаточно большом для гидроразрыва горной породы; затем кислота протравливает поверхности трещины таким образом, что образуются пути для прохождения потока вдоль поверхностей трещины, которые
- 5 007303 остаются после сброса давления, и поверхности трещины прижимаются опять друг к другу. Имеются потенциально серьезные проблемы, связанные с кислотным гидроразрывом пласта. Во-первых, кислоты, в особенности сильные кислоты, взаимодействуют с первым же материалом, который им встречается. При обработке с целью кислотного гидроразрыва пласта, как и при обработке с целью подкисления матрицы, это означает, что вскоре после того, как трещина формируется или увеличивается, или вскоре после того, как формируется или встречается область с высокой проницаемостью, оба этих случая с большой вероятностью происходят вблизи ствола скважины, кислота вступит в контакт со свежей поверхностью матрицы вблизи ствола скважины или при контакте текучей среды с областью с высокой проницаемостью вблизи ствола скважины, и будет взаимодействовать с ней. Затем большая часть взаимодействия с кислотой или все оно, затем, осуществляется вблизи ствола скважины или в области с высокой проницаемостью вблизи ствола скважины, или вблизи нее, и малое количество кислоты достигает частей трещины, расположенных дальше от ствола скважины или дальше от области с высокой проницаемостью, или вообще не достигает. По этой причине, протравленные пути для потока вдоль поверхностей трещин не формируются очень далеко от ствола скважины или за областями с высокой проницаемостью. Во-вторых, после того, как кислота начинает взаимодействовать с частью материала матрицы, она стремится формировать свищи или пути наименьшего сопротивления, по которым в дальнейшем будет следовать кислота. Если осуществляется один из этих случаев или оба они, тогда, когда давление понижается и трещина закрывается, удовлетворительный путь потока для добычи текучих сред из формации в трещину, а затем в ствол скважины не будет формироваться. Твердые предшественники кислот решают эти проблемы. Поскольку текучая среда не является достаточно кислой, когда она сначала нагнетается, она не будет взаимодействовать с первым же материалом формации, с которым она вступает в контакт; скорее, она будет переноситься дальше в растущую трещину, где кислота будет впоследствии взаимодействовать, когда она высвобождается. Также, поскольку предшественник кислоты представляет собой твердый материал, если он большой, он поможет удерживать трещину открытой до тех пор, пока не произойдет дифференциальное травление, но затем, после того как он гидролизуется, твердый предшественник кислоты больше не будет присутствовать, и, таким же образом, если он маленький, он не будут препятствовать протеканию текучей среды из формации в ствол скважины для добычи.
Таким образом, один из вариантов осуществления настоящего изобретения представляет собой способ кислотного гидроразрыва пласта, с помощью твердого предшественника кислоты, присутствующего в жидкости для гидроразрыва пласта. Он может быть осуществлен несколькими путями. Твердый предшественник кислоты иногда включается в обычную, в остальном, обработку для кислотного гидроразрыва пласта (при которой текучая среда содержит кислоту, такую как НС1, НЕ, органическую кислоту или их смеси). Изначально присутствующие кислоты будут иметь тенденцию к их расходованию в области формации вблизи скважины или области формации с высокой проницаемостью, но твердый предшественник кислоты будет переноситься дальше в трещину и генерировать кислоту ίη δίΐιι. которая будет протравливать поверхности трещин дальше от ствола скважины. Чаще всего, твердый предшественник кислоты представляет собой единственный источник кислоты при обработке. Необязательно, при обработке с целью кислотного гидроразрыва пласта, при которой кислота генерируется из твердого предшественника кислоты, может включаться расклинивающий агент, чтобы помочь удерживать трещину открытой до тех пор, пока твердый предшественник кислоты не гидролизуется и не растворится.
При кислотном гидроразрыве пласта, как правило, желательными являются большие количества твердого предшественника кислоты. Как правило, желательным является быстрое растворение твердого предшественника кислоты (до тех пор, пока не осуществляется слишком сильное растворение слишком близко от ствола скважины), поскольку, если частицы растворяются слишком медленно, тогда в результате может произойти скорее однородное растворение формации, чем дифференциальное травление поверхностей трещин. Ингибитор коррозии должен добавляться в случае, когда частицы захватываются, до того как они достигнут трещины в месте, где их растворение будет генерировать кислоту, которая вступит в контакт с металлическими компонентами. Соответствующее количество буфера может добавляться в текучую среду или к частицам, чтобы противодействовать воздействиям кислоты, которая генерируется посредством преждевременного гидролиза твердого предшественника кислоты.
В важном варианте осуществления, твердый предшественник кислоты (с любым дополнительным материалом, взаимодействующим с твердой кислотой, или без него) используется при обработке с целью гидроразрыва пласта, при которой он является единственным источником кислоты; он также действует в качестве расклинивающего наполнителя до тех пор, пока он не гидролизуется. Как правило, расклинивающий наполнитель не используется при кислотном гидроразрыве пласта, хотя он может использоваться, и такое использование находится в рамках настоящего изобретения. Твердый предшественник кислоты закачивается в скважину и при заданной температуре гидролизуется до активной кислоты, и взаимодействует с поверхностью горной породы. Такие обработки осуществляются в качестве сводящих к минимуму стоимость гидравлических разрывов с помощью воды, при которых твердый предшественник кислоты или смесь при низкой концентрации, например, примерно 0,05 кг/л, закачивается при высокой скорости, например, примерно до 3500 л/мин или более, с небольшим количеством загустителя или без него. Они также осуществляются в качестве более обычных обработок с целью гидроразрыва пласта, в
- 6 007303 присутствии загустителей и более высоких концентраций, например, примерно до 0,6 кг/л, твердого предшественника кислоты или смеси. Загустители представляют собой полимеры или вязкоупругие поверхностно-активные вещества, как правило, используемые при гидроразрыве пласта, при заполнении для гидроразрыва и при заполнении скважинного фильтра гравием. В этом случае твердый предшественник кислоты или смесь действует в качестве расклинивающего наполнителя и предпочтительно находится в форме шариков, в диапазоне размеров, как правило, используемых для расклинивающих агентов при гидравлическом разрыве. Когда используется большое количество частиц твердого предшественника кислоты или смеси, это может сделать необходимым использование более вязкой текучей среды, чем обычно используется при обычном кислотном гидроразрыве пласта. Более низкая плотность твердого предшественника кислоты или смеси, по отношению к плотности обычных расклинивающих наполнителей, является преимуществом, поскольку количество необходимого загустителя является меньшим. Твердый предшественник кислоты или смесь также действует в качестве агента, понижающего вязкость загустителя, таким образом, улучшая очистку и устраняя любое повреждение, которое может осуществляться посредством загустителя. Кислоты, как известно, повреждают или разрушают синтетические полимеры и биологические полимеры, используемые для модификации вязкости буровых, завершающих растворов и жидкостей для воздействия на пласт. Кислоты также, как известно, повреждают или разрушают либо структуры мицелл/везикул, формируемые вязкоупругими поверхностно-активными веществами, либо, в некоторых случаях, сами поверхностно-активные вещества. В другом варианте осуществления, по меньшей мере, часть твердого предшественника кислоты или смеси находится в форме волокон. Волокна, как известно, помогают перемещению более сферических частиц, уменьшая или устраняя потребность в модификации вязкости.
Количество твердых предшественников кислот или смеси, используемой на единицу площади трещины, которая должна создаваться, зависит, среди прочих факторов, от температуры и необходимого количества кислоты. Предпочтительный диапазон концентраций находится в пределах примерно между 0,42 и примерно 5 фунт/галлон (примерно между 0,05 и примерно 0,6 кг/л). Наиболее предпочтительный диапазон находится примерно между 0,83 и примерно 2,5 фунт/галлон (между примерно 0,1 и примерно 0,3 кг/л).
Хотя одно из принципиальных преимуществ способа по настоящему изобретению заключается в том, что требуется очень малый отвод или вообще не требуется для отведения кислоты от свищей или областей с высокой проницаемостью, которые создаются во время обработки, отводные проходы попрежнему могут использоваться для отведения текучих сред, содержащих материал, взаимодействующий с твердой кислотой, от уже существующих прожилок, пустот или естественных трещин с высокой проницаемостью.
В добавление к травлению поверхностей трещин для увеличения проводимости этих трещин, кислота, генерируемая из твердых предшественников кислот, служит для ряда других полезных функций, например, в качестве агента для уменьшения вязкости или добавки для уменьшения вязкости, для полимерных загустителей или загустителей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, если они присутствуют, в качестве растворителя добавок при потерях текучих сред или в качестве растворителя накипи или мелкодисперсных частиц, и тому подобное.
Существует ряд форм частиц, которые используются в настоящем изобретении. В простейшем варианте осуществления, используются частицы с заданными размерами, шарики, волокна, гранулы или полоски (или другие формы) твердого предшественника кислоты. В рамках настоящего изобретения также находится получение частиц, которые содержат как твердый предшественник кислоты, так и материал частиц, растворимых в кислоте, например совместное экструдирование смесей карбоната кальция и твердого предшественника кислоты, в форме частиц, волокон, гранул или полосок, которые используются для этой функции. Также может использоваться карбонат кальция (или другие материалы, взаимодействующие с твердыми кислотами), покрытый твердым предшественником кислоты. Концентрация частиц в трещине или плотность упаковки частиц в трещине также может использоваться для управления скоростями генерирования кислоты и растворения частиц, посредством влияния на локальные концентрации реагентов и продуктов, конвекцию и другие факторы. В рамках настоящего изобретения также находится получение частиц, которые содержат как твердый предшественник кислоты, так и материал частиц, растворимых в кислоте, например совместное экструдирование (а затем, необязательно, измельчение) смесей материала, взаимодействующего с твердой кислотой, и твердого предшественника кислоты в виде частиц, волокон, гранул, полосок или других форм. Также может использоваться карбонат кальция или другой материал, взаимодействующий с твердой кислотой, покрытый твердым предшественником кислоты.
Когда твердые предшественники кислот или смеси твердых предшественников кислот и материалов, взаимодействующих с твердыми кислотами, используются при кислотном гидроразрыве пласта с растворимыми ускорителями или без них, твердый предшественник кислоты или смесь твердого предшественника кислоты и материала, взаимодействующего с твердой кислотой, сначала является инертной по отношению к любым другим компонентам текучих сред, так что другие текучие среды могут приготавливаться и использоваться обычным способом. Любые добавки, используемые в текучих средах для
- 7 007303 обработки нефтепромыслов, также могут включаться, при условии, что они являются совместимыми с твердым предшественником кислоты и/или материалом, взаимодействующим с твердой кислотой, и/или с растворимыми жидкими ускорителями, если они используются, и не ухудшают их рабочие характеристики, и наоборот. Если текучая среда содержит компонент (такой как буфер или загуститель), который должен воздействовать на твердый предшественник кислоты или на смесь твердого предшественника кислоты и материала, взаимодействующего с твердой кислотой, или на растворимый жидкий ускоритель, или подвергаться их влиянию, тогда либо количество, либо природа твердого предшественника кислоты или смеси твердого предшественника кислоты и материала, взаимодействующего с твердой кислотой, или растворимый жидкий ускоритель, или количество или природа мешающего компонента, или компонента, подвергающегося отрицательному влиянию, могут подбираться для компенсации взаимодействия. Это легко можно определить посредством простых лабораторных экспериментов.
Хотя композиции и варианты осуществления способа по настоящему изобретению описываются с точки зрения промышленных скважин для нефти и/или газа, композиции и способы имеют и другие применения, например они также могут использоваться в нагнетательных скважинах (например, для улучшения извлечения или для хранения или выпуска) или в промышленных скважинах для других текучих сред, таких как двуокись углерода или вода.
Пример 1. Молочная кислота обычно не используется так часто в качестве кислоты при обработках нефтепромыслов, как используются муравьиная, уксусная и лимонная кислоты. Осуществляют тесты для определения производительности молочной кислоты при растворении кальцита, при 82° С. Фиг. 1 изображает концентрацию кальцита, в м.д. (измеряется как Са++ посредством 1СР-АЕ8 (атомно-эмиссионной спектроскопии индуктивно связанной плазмы)), растворенного в химически чистой молочной кислоте, как функцию массового процента кислоты в воде. Молочная кислота имеет способность к растворению кальцита, которая сходна с уксусной кислотой или муравьиной кислотой, и гораздо выше, чем у лимонной кислоты. Эти тесты демонстрируют, что молочная кислота, генерируемая из лактатного полимера, является эффективной при растворении карбоната кальция.
Пример 2. Осуществляют эксперименты (таблица 1) для оценки скорости гидролиза РЬЛ и для сравнения скоростей гидролиза РЬЛ с добавлением кальцита и без него. РЬЛ представляет собой ΝΆΤϋΚΕ^ΘΚΚδ™ Р1.А Ро1у1аеййе Кезт 4042Ό, полимеризованную смесь Ό- и Ь-молочной кислоты, доступную от СагдШ 1)ο\ν, М1ппе1опка, ΜΝ, ИЗА. Материал используют в виде шариков диаметром приблизительно 4 мм. Кальцит представляет собой химически чистый порошок. 45,04 г РЬА и 20 г кальцита, когда он используется, добавляют к 500 мл дистиллированной воды. Показанное время представляет собой время 100% гидролиза.
Таблица 1
Композиция 121°С 135°С 149°С
РВА Растворяется более чем через 2 часа Растворяется более чем через 2 часа Растворяется менее чем через 2 часа
РВА + кальцит Растворяется более чем через 2 часа 30 минут Растворяется менее чем через 2 часа 30 минут Растворяется менее чем через 45 минут
Кальцит Нерастворим Нерастворим Нерастворим
В другом эксперименте, образец биаксиально растянутой пленки РЬА (толщиной примерно 0,02 мм и разрезанной на куски примерно 25 мм примерно на 25 мм), полученной как ΝΑΤυΚΕ^ΟΚΚδ™ ВОРЬА В1ах1а11у ОпеШеё Ро1у 1.асНе АеШ Ейш ΜΙ.Ρ 100, от СагдШ 1)ο\ν, МшпеШпка, ΜΝ, иЗА, как обнаружено, приблизительно также легко растворяется в дистиллированной воде при 149°С, как и ХАТиКЕХХ'ТЖКЗ™ Р1.А Ро1у1аеййе Кезт 4042Ό. Эти результаты показывают, что эти твердые предшественники кислот гидролизуются и растворяются при скорости, пригодной для использования в качестве источника кислоты при кислотном гидроразрыве пласта, и что они растворяют кальцит. Кроме того, кальцит, который нерастворим в воде при этих условиях, ускоряет скорость гидролиза РЬА.
Пример 3. Осуществляют эксперименты для демонстрации эффективности растворимых жидких ускорителей. 45,04 г ХАТиКЕХХ'ТЖКЗ™ Р1.А Ро1у1аеййе Кезт 4042Ό добавляют к 500 мл дистиллированной воды. Это должно составлять 1 моль молочной кислоты, когда она полностью гидролизуется. Добавляются различные количества ускорителя, дающие концентрации, находящиеся в пределах примерно от 0,1 моль примерно до 1 моль. Затем смесь перемешивают при 90°С. Через X часов полного гидролиза не наблюдается. Как обнаружено, гидроксид натрия является приблизительно таким же реакционноспособным, как и пропиленгликоль диацетат; они оба являются более реакционноспособными, чем
- 8 007303 гидроксид калия, который является более реакционноспособным, чем гидроксид аммония. После инициирования растворения РБЛ, скорость не зависела от концентрации добавляемого компонента.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ кислотного гидроразрыва пласта в подземной формации, через которую проходит скважина, с помощью замедленного высвобождения кислоты, включающий нагнетание текучей среды в формацию при давлении, превышающем давление разрыва пласта, с образованием трещины, имеющей поверхности, причем текучая среда содержит твердый предшественник кислоты, который, по меньшей мере частично, гидролизуется с замедленным генерированием кислоты, которая растворяет по меньшей мере часть поверхностей трещины.
  2. 2. Способ по п.1, в котором твердый предшественник кислоты выбирают из группы, состоящей из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту, сополимеров молочной кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту или гидроксикарбоновую кислоту и их смесей.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором твердый предшественник кислоты смешивают с материалом, взаимодействующим с твердой кислотой.
  4. 4. Способ по п.3, в котором материал, взаимодействующий с твердой кислотой, выбирают из группы, состоящей из гидроксида магния, карбоната магния, магний кальций карбоната, карбоната кальция, гидроксида алюминия, оксалата кальция, фосфата кальция, метафосфата алюминия, стеклообразного полифосфата натрия-цинка-калия и стеклообразного полифосфата натрия-кальция-магния .
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором твердый предшественник кислоты покрывают материалом, замедляющим гидролиз.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором текучая среда дополнительно содержит водорастворимый агент, который ускоряет гидролиз твердого предшественника кислоты.
  7. 7. Способ по п.6, в котором агент выбирают из группы, состоящей из сложных зфиров, сложных диэфиров, ангидридов, лактонов, алкоксидов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, бикарбонатов, спиртов, пропиленгликоль диацетата, гидроксида аммония, амидов, аминов, алканоламинов и их смесей.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором текучая среда дополнительно содержит кислоту.
  9. 9. Способ по п.8, в котором кислоту выбирают из группы, состоящей из хлористо-водородной кислоты, фтористо-водородной кислоты, бифторида аммония, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, молочной кислоты, гликолевой кислоты, аминополикарбоновых кислот, полиаминополикарбоновых кислот, их солей и их смесей.
  10. 10. Способ по любому из пп.1-9, в котором текучая среда дополнительно содержит один или более чем один агент из загустителя вязкоупругого поверхностно-активного вещества и расклинивающего агента.
EA200500735A 2002-10-28 2003-10-24 Генерирование кислоты в скважине при кислотном гидроразрыве пласта EA007303B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US42169602P 2002-10-28 2002-10-28
PCT/EP2003/011835 WO2004038176A1 (en) 2002-10-28 2003-10-24 Generating acid downhole in acid fracturing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500735A1 EA200500735A1 (ru) 2005-10-27
EA007303B1 true EA007303B1 (ru) 2006-08-25

Family

ID=32176735

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500731A EA008140B1 (ru) 2002-10-28 2003-10-17 Саморазрушающаяся фильтрационная корка
EA200500735A EA007303B1 (ru) 2002-10-28 2003-10-24 Генерирование кислоты в скважине при кислотном гидроразрыве пласта

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500731A EA008140B1 (ru) 2002-10-28 2003-10-17 Саморазрушающаяся фильтрационная корка

Country Status (11)

Country Link
US (3) US7265079B2 (ru)
EP (2) EP1556458B1 (ru)
CN (2) CN100378189C (ru)
AT (2) ATE350428T1 (ru)
AU (2) AU2003278106A1 (ru)
CA (2) CA2502228C (ru)
DE (2) DE60310978D1 (ru)
EA (2) EA008140B1 (ru)
MX (2) MXPA05003835A (ru)
NO (2) NO338985B1 (ru)
WO (2) WO2004037946A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2507387C2 (ru) * 2007-07-06 2014-02-20 Клинсорб Лимитед Способ обработки подземных резервуаров
RU2527437C2 (ru) * 2012-03-27 2014-08-27 Виктор Борисович Заволжский Способ термохимического разрыва пласта

Families Citing this family (313)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002047530A1 (en) * 2000-12-15 2002-06-20 Johnsondiversey, Inc. Device for monitoring a wash process
US7276466B2 (en) * 2001-06-11 2007-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid
US7080688B2 (en) * 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
US7168489B2 (en) * 2001-06-11 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids
US7140438B2 (en) * 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US7079736B2 (en) 2002-06-28 2006-07-18 The Furukawa Electric Co., Ltd. Optical fiber for WDM system and manufacturing method thereof
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US7066260B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
US7677311B2 (en) 2002-08-26 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield treatments
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7972997B2 (en) * 2002-09-20 2011-07-05 M-I L.L.C. Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker
US20060058197A1 (en) * 2004-09-15 2006-03-16 Brown J E Selective fracture face dissolution
EA008140B1 (ru) * 2002-10-28 2007-04-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Саморазрушающаяся фильтрационная корка
US20050113263A1 (en) * 2002-10-28 2005-05-26 Brown J. E. Differential etching in acid fracturing
US6776255B2 (en) * 2002-11-19 2004-08-17 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Methods and apparatus of suppressing tube waves within a bore hole and seismic surveying systems incorporating same
US6877563B2 (en) * 2003-01-21 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and completing well bores
US7977281B2 (en) * 2003-04-07 2011-07-12 Baker Hughes Incorporated Methods for minimizing the amount of graphite particles used during drilling operations
US20060122070A1 (en) * 2003-04-07 2006-06-08 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems comprising sized graphite particles
US7786049B2 (en) * 2003-04-10 2010-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations
US20090107684A1 (en) 2007-10-31 2009-04-30 Cooke Jr Claude E Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US7032663B2 (en) * 2003-06-27 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7228904B2 (en) * 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7036587B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials
US7044224B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores
US20050028976A1 (en) * 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US6997259B2 (en) * 2003-09-05 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation
US7829507B2 (en) 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US7096947B2 (en) * 2004-01-27 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations
US7204312B2 (en) * 2004-01-30 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores
US7036586B2 (en) * 2004-01-30 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US20050183741A1 (en) * 2004-02-20 2005-08-25 Surjaatmadja Jim B. Methods of cleaning and cutting using jetted fluids
US7211547B2 (en) 2004-03-03 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
US7172022B2 (en) * 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
US7353879B2 (en) * 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
GB2412390A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for acid fracturing of underground formations
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
GB2412389A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for treating underground formations
US20070078063A1 (en) * 2004-04-26 2007-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations
US7703531B2 (en) * 2004-05-13 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US8226830B2 (en) 2008-04-29 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Wastewater purification with nanoparticle-treated bed
US9029299B2 (en) * 2004-05-13 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles
US9540562B2 (en) 2004-05-13 2017-01-10 Baker Hughes Incorporated Dual-function nano-sized particles
US7550413B2 (en) * 2004-05-13 2009-06-23 Baker Hughes Incorporated Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles for downhole formation treatments
US9556376B2 (en) * 2004-05-13 2017-01-31 Baker Hughes Incorporated Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids
US7723272B2 (en) * 2007-02-26 2010-05-25 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US8278252B2 (en) * 2004-05-13 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids
US8567502B2 (en) * 2004-05-13 2013-10-29 Baker Hughes Incorporated Filtration of dangerous or undesirable contaminants
US7595284B2 (en) * 2004-06-07 2009-09-29 Crews James B Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7299875B2 (en) 2004-06-08 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate migration
US7547665B2 (en) * 2005-04-29 2009-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US7621334B2 (en) * 2005-04-29 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US20060032633A1 (en) * 2004-08-10 2006-02-16 Nguyen Philip D Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers
US7350572B2 (en) * 2004-09-01 2008-04-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling fluid loss
US7380600B2 (en) * 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7775278B2 (en) * 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7275596B2 (en) * 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7299869B2 (en) * 2004-09-03 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications
US20060054325A1 (en) * 2004-09-15 2006-03-16 Brown J E Solid sandstone dissolver
US7757768B2 (en) 2004-10-08 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7883740B2 (en) 2004-12-12 2011-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US8030249B2 (en) 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20060169182A1 (en) 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20080009423A1 (en) 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7267170B2 (en) * 2005-01-31 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7353876B2 (en) * 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US7497258B2 (en) * 2005-02-01 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions
US20070298977A1 (en) * 2005-02-02 2007-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US8598092B2 (en) 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US20060172895A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US7216705B2 (en) * 2005-02-22 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US7347266B2 (en) * 2005-09-15 2008-03-25 Baker Hughes Incorporated Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7905287B2 (en) 2005-04-19 2011-03-15 Halliburton Energy Services Inc. Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation
US7943555B2 (en) * 2005-04-19 2011-05-17 Halliburton Energy Services Inc. Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation
US7677315B2 (en) * 2005-05-12 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7337839B2 (en) * 2005-06-10 2008-03-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US7833945B2 (en) * 2005-07-15 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations
US7484564B2 (en) * 2005-08-16 2009-02-03 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US7595280B2 (en) * 2005-08-16 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US8921285B2 (en) 2005-09-15 2014-12-30 Baker Hughes Incorporated Particles slurried in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids
US7967068B2 (en) * 2005-09-15 2011-06-28 Baker Hughes Incorporated Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids
US7615517B2 (en) * 2005-09-15 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
GB0524196D0 (en) 2005-11-28 2006-01-04 Cleansorb Ltd Comminutable polyesters
US20070123433A1 (en) * 2005-11-30 2007-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation
US9034806B2 (en) * 2005-12-05 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7748457B2 (en) * 2006-01-13 2010-07-06 Schlumberger Technology Corporation Injection of treatment materials into a geological formation surrounding a well bore
US7431088B2 (en) * 2006-01-20 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlled acidization in a wellbore
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7819192B2 (en) 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US7665517B2 (en) 2006-02-15 2010-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
US7691789B2 (en) * 2006-03-31 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Self-cleaning well control fluid
US20080257549A1 (en) * 2006-06-08 2008-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable Downhole Tools
US20070284114A1 (en) 2006-06-08 2007-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a consumable downhole tool
US8114820B2 (en) 2006-06-22 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Compositions and methods for controlling fluid loss
US7934556B2 (en) 2006-06-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation using diversion
US8329621B2 (en) 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
GB2454411B (en) * 2006-07-27 2011-05-11 Baker Hughes Inc Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low molecular weight water-soluble polymers
US7543646B2 (en) * 2006-07-31 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids
US7926568B2 (en) * 2006-08-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Non-acid acidizing methods and compositions
US7921912B2 (en) * 2006-08-10 2011-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Non-acid acidizing methods and compositions
US9034802B2 (en) * 2006-08-17 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Friction reduction fluids
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7678742B2 (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
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7455112B2 (en) * 2006-09-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations
US7565929B2 (en) 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US8163826B2 (en) * 2006-11-21 2012-04-24 Schlumberger Technology Corporation Polymeric acid precursor compositions and methods
US7544643B2 (en) * 2006-12-07 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Viscosity enhancers for viscoelastic surfactant stimulation fluids
US7786051B2 (en) * 2006-12-07 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations
US8636065B2 (en) * 2006-12-08 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US9085727B2 (en) 2006-12-08 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
US8763699B2 (en) 2006-12-08 2014-07-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8757259B2 (en) * 2006-12-08 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7581590B2 (en) * 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7935662B2 (en) * 2006-12-12 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
US7998908B2 (en) * 2006-12-12 2011-08-16 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control and well cleanup methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US8541347B2 (en) * 2007-01-26 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrocarbon-acid emulsion compositions and associated methods
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
US20080202764A1 (en) 2007-02-22 2008-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US8726991B2 (en) 2007-03-02 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation Circulated degradable material assisted diversion
US8616284B2 (en) 2007-03-21 2013-12-31 Baker Hughes Incorporated Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture
US8056630B2 (en) * 2007-03-21 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations
US8695708B2 (en) 2007-03-26 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation with degradable material
US9145510B2 (en) 2007-05-30 2015-09-29 Baker Hughes Incorporated Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids
US20080300153A1 (en) * 2007-05-30 2008-12-04 Baker Hughes Incorporated Use of Nano-Sized Clay Minerals in Viscoelastic Surfactant Fluids
US7431089B1 (en) 2007-06-25 2008-10-07 Schlumberger Technology Corporation Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations
US8496056B2 (en) 2007-07-25 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US8119574B2 (en) * 2007-07-25 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries and methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US7789146B2 (en) * 2007-07-25 2010-09-07 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage gravel packing
US7784541B2 (en) * 2007-07-25 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US7886822B2 (en) * 2007-07-27 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection
BRPI0823508A2 (pt) 2007-07-27 2013-10-29 Prad Res & Dev Ltd Fluido de tratamento, e sistema
US8720571B2 (en) * 2007-09-25 2014-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals
US8627889B2 (en) * 2007-09-27 2014-01-14 Schlumberger Technology Corporation Drilling and fracturing fluid
CA2700731C (en) * 2007-10-16 2013-03-26 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid control apparatus and methods for production and injection wells
US20090131285A1 (en) * 2007-11-16 2009-05-21 Xiaolan Wang Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters
GB0724191D0 (en) * 2007-12-11 2008-01-23 Cleansorb Ltd Process fpr treatment of underground formations
US7841411B2 (en) * 2007-12-14 2010-11-30 Schlumberger Technology Corporation Use of polyimides in treating subterranean formations
US20090197780A1 (en) * 2008-02-01 2009-08-06 Weaver Jimmie D Ultrafine Grinding of Soft Materials
JP5101324B2 (ja) * 2008-02-07 2012-12-19 日立建機株式会社 建設機械のＮＯｘ低減装置の配設構造
US20090209439A1 (en) * 2008-02-15 2009-08-20 Schlumberger Technology Corporation Acidizing treatment compositions and methods
US8327926B2 (en) 2008-03-26 2012-12-11 Robertson Intellectual Properties, LLC Method for removing a consumable downhole tool
US8235102B1 (en) 2008-03-26 2012-08-07 Robertson Intellectual Properties, LLC Consumable downhole tool
US20090247430A1 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Diankui Fu Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US9212535B2 (en) * 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
US8936085B2 (en) * 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
WO2009135073A2 (en) * 2008-04-30 2009-11-05 Altarock Energy, Inc. System and method for aquifer geo-cooling
US20090272545A1 (en) * 2008-04-30 2009-11-05 Altarock Energy, Inc. System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space
WO2009135069A1 (en) * 2008-04-30 2009-11-05 Altarock Energy, Inc. Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US20090291859A1 (en) * 2008-05-22 2009-11-26 Michael Valls Drilling fluid additive
US20100004146A1 (en) * 2008-07-02 2010-01-07 Panga Mohan K R Leak-Off Control Agent
AU2009268685A1 (en) 2008-07-07 2010-01-14 Altarock Energy, Inc. Method for maximizing energy recovery from a subterranean formation
KR101436841B1 (ko) * 2008-08-19 2014-09-03 삼성전자주식회사 디지털 이미지 처리장치
US8091639B2 (en) 2008-08-20 2012-01-10 University Of Utah Research Foundation Geothermal well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature
US7981845B2 (en) * 2008-08-29 2011-07-19 Schlumberger Technology Corporation Partially neutralized polyhydroxy acids for well treatments
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
WO2010056779A2 (en) * 2008-11-13 2010-05-20 M-I L.L.C. Particulate bridging agents used for forming and breaking filtercakes on wellbores
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
US8016040B2 (en) * 2008-11-26 2011-09-13 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control
US8276667B2 (en) * 2008-12-03 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Delayed breaking of well treatment fluids
US7855168B2 (en) * 2008-12-19 2010-12-21 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for removing filter cake
US7762329B1 (en) 2009-01-27 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions
US8757260B2 (en) * 2009-02-11 2014-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications
US20100212906A1 (en) * 2009-02-20 2010-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Method for diversion of hydraulic fracture treatments
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US8413719B2 (en) * 2009-03-11 2013-04-09 Schlumberger Technology Corporation Relative permeability modification
US9139759B2 (en) * 2009-04-02 2015-09-22 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive
US20100273685A1 (en) * 2009-04-22 2010-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and composition relating to the chemical degradation of degradable polymers
WO2010138974A1 (en) * 2009-05-29 2010-12-02 Altarock Energy, Inc. System and method for determining the most favorable locations for enhanced geothermal system applications
US9290689B2 (en) * 2009-06-03 2016-03-22 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated tracers
US8393395B2 (en) * 2009-06-03 2013-03-12 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated chemical during fracturing
EP2440744A1 (en) * 2009-06-12 2012-04-18 Altarock Energy, Inc. An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore
US8181702B2 (en) * 2009-06-17 2012-05-22 Schlumberger Technology Corporation Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for fluid loss control
US7833947B1 (en) 2009-06-25 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
US9151125B2 (en) * 2009-07-16 2015-10-06 Altarock Energy, Inc. Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications
US20110029293A1 (en) * 2009-08-03 2011-02-03 Susan Petty Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations
US8141637B2 (en) 2009-08-11 2012-03-27 Schlumberger Technology Corporation Manipulation of flow underground
US7923415B2 (en) * 2009-08-31 2011-04-12 Schlumberger Technology Corporation Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid
US20110198089A1 (en) * 2009-08-31 2011-08-18 Panga Mohan K R Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid
EP2305767A1 (en) 2009-10-02 2011-04-06 Services Pétroliers Schlumberger Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe
EP2305450A1 (en) 2009-10-02 2011-04-06 Services Pétroliers Schlumberger Apparatus and methods for preparing curved fibers
US8522872B2 (en) * 2009-10-14 2013-09-03 University Of Utah Research Foundation In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals
US8580151B2 (en) 2009-12-18 2013-11-12 Lummus Technology Inc. Flux addition as a filter conditioner
US20110186293A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Gurmen M Nihat Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications
WO2011096968A1 (en) * 2010-02-08 2011-08-11 Danimer Scientific, Llc Degradable polymers for hydrocarbon extraction
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US10012061B2 (en) * 2010-05-10 2018-07-03 Soane Energy, Llc Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces
US9441447B2 (en) * 2010-06-18 2016-09-13 Schlumberger Technology Corporation Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing
US8714256B2 (en) 2010-06-18 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8297358B2 (en) 2010-07-16 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Auto-production frac tool
US8714248B2 (en) 2010-08-25 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing
US8459353B2 (en) 2010-08-25 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US9234415B2 (en) 2010-08-25 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8448706B2 (en) 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
EP2450416B1 (en) 2010-10-13 2013-08-21 Services Pétroliers Schlumberger Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore
CN103154182B (zh) * 2010-10-14 2015-09-30 株式会社吴羽 石油钻井辅助用分散液
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
WO2012121294A1 (ja) * 2011-03-08 2012-09-13 株式会社クレハ 坑井掘削用ポリグリコール酸樹脂粒状体組成物及びその製造方法
CN102220861A (zh) * 2011-05-06 2011-10-19 中国石油天然气股份有限公司 一种酸酯配合定向破胶方法
US8869898B2 (en) 2011-05-17 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores
US20120305247A1 (en) 2011-06-06 2012-12-06 Yiyan Chen Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9863230B2 (en) 2011-06-15 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
AU2011372058A1 (en) * 2011-06-27 2014-01-16 M-I L.L.C. Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use
FR2987366B1 (fr) * 2012-02-24 2014-02-14 IFP Energies Nouvelles Solution pour procede d'alteration homogene par attaque acide d'un echantillon de roche carbonatee, procede d'obtention de la solution, et procede d'alteration homogene
US8905134B2 (en) * 2012-03-05 2014-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9970246B2 (en) 2012-04-09 2018-05-15 M-I L.L.C. Triggered heating of wellbore fluids by carbon nanomaterials
WO2013161755A1 (ja) * 2012-04-27 2013-10-31 株式会社クレハ ポリグリコール酸樹脂短繊維及び坑井処理流体
CN102676150B (zh) * 2012-05-28 2014-01-15 中国石油天然气股份有限公司 用于酸压裂增产改造的固体酸
JP6084609B2 (ja) 2012-06-07 2017-02-22 株式会社クレハ 炭化水素資源回収ダウンホールツール用部材
CN103590803B (zh) * 2012-08-13 2017-02-15 中国石油天然气股份有限公司 一种固体酸酸压裂工艺方法
US10240436B2 (en) 2012-09-20 2019-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation
US9702238B2 (en) 2012-10-25 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers
US9410076B2 (en) 2012-10-25 2016-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers
US8714249B1 (en) 2012-10-26 2014-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing materials and methods of making and using same
US9951266B2 (en) 2012-10-26 2018-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
AU2013358061B2 (en) * 2012-12-12 2016-03-31 Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. Dispersion Solution for Drilling and Method of Extracting Underground Resources Using the Dispersion Solution
US9528044B2 (en) * 2013-01-04 2016-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods using stimulation-capable drill-in and completion fluids
CN104919022B (zh) * 2013-01-18 2016-07-27 株式会社吴羽 坑井处理液材料以及含有该坑井处理液材料的坑井处理液
US20140262228A1 (en) 2013-03-12 2014-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications
US20140274820A1 (en) 2013-03-15 2014-09-18 Danimer Scientific, Llc Degradable polymers and method for fracking applications
US20140345871A1 (en) * 2013-05-24 2014-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Henna Corrosion Inhibitor for Acid in a Well
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
WO2015020656A1 (en) 2013-08-08 2015-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Diverting resin for stabilizing particulate in a well
US9714375B2 (en) 2013-08-22 2017-07-25 Baker Hughes Incorporated Delayed viscosity well treatment methods and fluids
CN105683330B (zh) * 2013-09-11 2019-01-22 沙特阿拉伯石油公司 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂
WO2015038153A1 (en) * 2013-09-16 2015-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Conductivity enhancenment of complex fracture networks in subterranean formations
JP2015059376A (ja) * 2013-09-20 2015-03-30 東レ株式会社 地下からの気体状炭化水素及び／または液体状炭化水素の採取方法
WO2015041678A1 (en) * 2013-09-20 2015-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for etching fractures and microfractures in shale formations
DK3058048T3 (en) 2013-10-16 2018-10-15 Api Inst PROCEDURE FOR TREATING AN UNDERGROUND FORMATION
CN104140797B (zh) * 2013-10-29 2019-02-15 中国石油化工股份有限公司 一种气驱防窜剂及其应用方法
BR112016010056B1 (pt) 2013-11-07 2021-12-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Método de gerar ácidos fortes em furo descendente
JP6264960B2 (ja) * 2014-03-11 2018-01-24 東洋製罐グループホールディングス株式会社 ポリ乳酸組成物
US9797212B2 (en) 2014-03-31 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers
WO2015160275A1 (en) 2014-04-15 2015-10-22 Schlumberger Canada Limited Treatment fluid
US10308862B2 (en) 2014-04-17 2019-06-04 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
CA2943635C (en) * 2014-04-17 2019-03-12 Saudi Arabian Oil Company Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment
AU2014393400B2 (en) 2014-05-07 2017-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Selective acidizing of a subterranean formation
US20150330199A1 (en) * 2014-05-15 2015-11-19 Baker Hughes Incorporated Method for enhancing acidizing treatment of a formation having a high bottom hole temperature
US10287865B2 (en) 2014-05-19 2019-05-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
CA2894920A1 (en) * 2014-06-17 2015-12-17 Saudi Arabian Chevron Inc. System and methods to deliver energy downhole
CN105715242B (zh) * 2014-08-12 2019-01-29 成都能生材科技开发有限责任公司仁寿分公司 不加砂超低温过冷冷缩热胀造缝纳米压裂技术
CN105713593A (zh) * 2014-08-12 2016-06-29 成都能生材科技开发有限责任公司 超低温过冷收缩与扩大纳米孔缝压裂液sse配制方法
CN105331353A (zh) * 2014-08-12 2016-02-17 成都能生材科技开发有限责任公司 可燃冰过冷液化和纳米孔缝降压降凝剂scd配制方法
AU2014407586C1 (en) 2014-09-30 2018-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Solid acids for acidizing subterranean formations
US10781679B2 (en) 2014-11-06 2020-09-22 Schlumberger Technology Corporation Fractures treatment
JP6451250B2 (ja) 2014-11-19 2019-01-16 東洋製罐グループホールディングス株式会社 水圧破砕法を利用しての地下資源の採掘方法及び水圧破砕に用いる流体に添加される加水分解性ブロッキング剤
WO2016114770A1 (en) 2015-01-14 2016-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for protecting acid-reactive substances
US10030471B2 (en) 2015-07-02 2018-07-24 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
CN105041289B (zh) * 2015-07-13 2016-06-01 中国石油大学(北京) 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法
US10190388B2 (en) 2015-10-15 2019-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Diverter fluid diverter fluid
GB2556754B (en) * 2015-10-29 2022-02-09 Halliburton Energy Services Inc Carrier-free treatment particulates for use in subterranean formations
US10989029B2 (en) 2015-11-05 2021-04-27 Saudi Arabian Oil Company Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs
US10689564B2 (en) 2015-11-23 2020-06-23 Schlumberger Technology Corporation Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications
CN106947439B (zh) * 2016-01-07 2019-11-29 中国石油化工股份有限公司 一种pH响应型钻井液铝基防塌剂及其制备方法
US10301903B2 (en) 2016-05-16 2019-05-28 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US11618849B2 (en) 2016-06-24 2023-04-04 Cleansorb Limited Shale treatment
US11428087B2 (en) 2016-10-27 2022-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically controlled propellant materials for subterranean zonal isolation and diversion
CN106833596B (zh) * 2016-12-21 2020-12-01 中国石油天然气股份有限公司 一种可自生成酸的压裂液及其制备方法和应用
CA3058974A1 (en) 2017-04-07 2018-10-11 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for controlled delivery of acid
AU2017410799A1 (en) * 2017-04-21 2019-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrobically treated particulates for improved return permeability
CN110785471B (zh) 2017-06-23 2023-03-03 沙特阿拉伯石油公司 用于控制强酸系统的组合物和方法
WO2019126336A1 (en) * 2017-12-20 2019-06-27 Terves Inc. Material and method of controlled energy deposition
CA3103348A1 (en) * 2018-06-26 2020-01-02 Total Corbion Pla Bv Process for the preparation of lactide and polylactide mixture
US10934474B2 (en) * 2018-09-13 2021-03-02 Baker Hughes Holdings Llc Method to generate acidic species in wellbore fluids
CA3113224A1 (en) 2018-09-21 2020-03-26 Conocophillips Company Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material
CA3115774A1 (en) 2018-10-10 2020-04-16 Saudi Arabian Oil Company Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures
WO2020197607A1 (en) * 2019-03-27 2020-10-01 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation
CN109913195A (zh) * 2019-04-25 2019-06-21 西南石油大学 一种提高酸压有效作用距离的包裹酸
WO2021025857A1 (en) * 2019-08-02 2021-02-11 Lyondellbasell Advanced Polymers Inc. Weighted fluid loss control pill for completion & workover operations
CN111088004B (zh) * 2019-12-24 2022-04-26 北京易联结科技发展有限公司 一种解堵促溶固体酸、其制备方法及应用
CN111364964B (zh) * 2020-02-03 2020-09-25 西南石油大学 一种固体缓速酸的注入方法
CN111154477B (zh) * 2020-02-03 2020-07-31 西南石油大学 一种对储层无伤害的高效缓速固体酸体系
WO2021233781A1 (en) * 2020-05-20 2021-11-25 Nouryon Chemicals International B.V. Acidizing treatment fluid for delayed acidification in the oil field industry
US11802852B2 (en) 2020-06-25 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Testing methodology to monitor the on-set of solid acid hydrolysis using sonic waves
US11851613B2 (en) 2020-08-06 2023-12-26 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives
US20220112422A1 (en) * 2020-10-09 2022-04-14 Saudi Arabian Oil Company Hydraulic fracturing in hydrocarbon-bearing reservoirs
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
US11739616B1 (en) 2022-06-02 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Forming perforation tunnels in a subterranean formation
US11732180B1 (en) 2022-11-30 2023-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment composition including a polylactic acid for a well and method relating thereto

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3630285A (en) * 1970-05-22 1971-12-28 Amoco Prod Co Acidizing high-temperature wells
US4122896A (en) * 1977-10-14 1978-10-31 Shell Oil Company Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions
US4716964A (en) * 1981-08-10 1988-01-05 Exxon Production Research Company Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion
US4585482A (en) * 1984-05-25 1986-04-29 Southern Research Institute Long-acting biocidal compositions and method therefor
US4848467A (en) * 1988-02-16 1989-07-18 Conoco Inc. Formation fracturing process
US4957165A (en) * 1988-02-16 1990-09-18 Conoco Inc. Well treatment process
US4986354A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US4961466A (en) * 1989-01-23 1990-10-09 Halliburton Company Method for effecting controlled break in polysaccharide gels
US4986355A (en) * 1989-05-18 1991-01-22 Conoco Inc. Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker
US5325921A (en) * 1992-10-21 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates
US5439057A (en) * 1994-04-29 1995-08-08 Halliburton Company Method for controlling fluid loss in high permeability formations
US5680900A (en) * 1996-07-23 1997-10-28 Halliburton Energy Services Inc. Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation
WO1998050611A1 (en) * 1997-05-02 1998-11-12 Cargill, Incorporated Degradable polymer fibers; preperation; product; and methods of use
US6131661A (en) * 1998-08-03 2000-10-17 Tetra Technologies Inc. Method for removing filtercake
US6599863B1 (en) * 1999-02-18 2003-07-29 Schlumberger Technology Corporation Fracturing process and composition
US6207620B1 (en) 1999-06-04 2001-03-27 Texaco Inc. Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments
GB2351098B (en) * 1999-06-18 2004-02-04 Sofitech Nv Water based wellbore fluids
US6509301B1 (en) * 1999-08-26 2003-01-21 Daniel Patrick Vollmer Well treatment fluids and methods for the use thereof
US6432885B1 (en) * 1999-08-26 2002-08-13 Osca, Inc. Well treatment fluids and methods for the use thereof
US6818594B1 (en) * 1999-11-12 2004-11-16 M-I L.L.C. Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use
NO20002137A (no) * 2000-04-26 2001-04-09 Sinvent As Reservoarovervåkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere
US6394185B1 (en) * 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
AU2002327694A1 (en) * 2001-09-26 2003-04-07 Claude E. Cooke Jr. Method and materials for hydraulic fracturing of wells
US6817414B2 (en) * 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
US20060058197A1 (en) * 2004-09-15 2006-03-16 Brown J E Selective fracture face dissolution
EA008140B1 (ru) * 2002-10-28 2007-04-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Саморазрушающаяся фильтрационная корка
US20060054325A1 (en) * 2004-09-15 2006-03-16 Brown J E Solid sandstone dissolver

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2507387C2 (ru) * 2007-07-06 2014-02-20 Клинсорб Лимитед Способ обработки подземных резервуаров
RU2527437C2 (ru) * 2012-03-27 2014-08-27 Виктор Борисович Заволжский Способ термохимического разрыва пласта

Also Published As

Publication number Publication date
ATE403710T1 (de) 2008-08-15
EP1556458A1 (en) 2005-07-27
ATE350428T1 (de) 2007-01-15
CA2502228A1 (en) 2004-05-06
DE60322732D1 (de) 2008-09-18
EA200500735A1 (ru) 2005-10-27
US7482311B2 (en) 2009-01-27
CN1708632B (zh) 2010-12-08
MXPA05003835A (es) 2005-06-22
WO2004038176A1 (en) 2004-05-06
US20060229212A1 (en) 2006-10-12
NO20051729L (no) 2005-05-26
EP1556582A1 (en) 2005-07-27
DE60310978D1 (de) 2007-02-15
CA2502228C (en) 2011-04-19
MXPA05004109A (es) 2005-06-22
US20040106525A1 (en) 2004-06-03
EA008140B1 (ru) 2007-04-27
US7166560B2 (en) 2007-01-23
CN1708569A (zh) 2005-12-14
NO20051703L (no) 2005-05-26
CA2502159C (en) 2008-07-15
NO337717B1 (no) 2016-06-06
NO338985B1 (no) 2016-11-07
EA200500731A1 (ru) 2006-04-28
WO2004037946A1 (en) 2004-05-06
EP1556458B1 (en) 2007-01-03
CN1708632A (zh) 2005-12-14
US20040152601A1 (en) 2004-08-05
CN100378189C (zh) 2008-04-02
EP1556582B1 (en) 2008-08-06
AU2003286141A1 (en) 2004-05-13
CA2502159A1 (en) 2004-05-06
AU2003278106A1 (en) 2004-05-13
US7265079B2 (en) 2007-09-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA007303B1 (ru) Генерирование кислоты в скважине при кислотном гидроразрыве пласта
US7886822B2 (en) System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection
US8183179B2 (en) System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection
RU2435953C2 (ru) Самоочищающаяся жидкость для управления скважиной
US7786051B2 (en) Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations
CA2577874C (en) Selective fracture face dissolution
US7998908B2 (en) Fluid loss control and well cleanup methods
EA010498B1 (ru) Неводный состав для гидроразрыва
EA007835B1 (ru) Растворение фильтрационной корки

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

QB4A Registration of a licence in a contracting state
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

QB4A Registration of a licence in a contracting state
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ TM RU