EA009195B1 - Вязкоупругая кислота - Google Patents

Вязкоупругая кислота Download PDF

Info

Publication number
EA009195B1
EA009195B1 EA200600943A EA200600943A EA009195B1 EA 009195 B1 EA009195 B1 EA 009195B1 EA 200600943 A EA200600943 A EA 200600943A EA 200600943 A EA200600943 A EA 200600943A EA 009195 B1 EA009195 B1 EA 009195B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acid
composition according
amine
surfactant
viscosity
Prior art date
Application number
EA200600943A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200600943A1 (ru
Inventor
Дайанкуй ФУ
Марилис Гарсия-Лопес Де Виктория
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 EA200600943A1 publication Critical patent/EA200600943A1/ru
Publication of EA009195B1 publication Critical patent/EA009195B1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30Viscoelastic surfactants [VES]

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Glass Compositions (AREA)

Abstract

Кислотную вязкоупругую жидкую композицию составляют с кислотой, например хлористо-водородной кислотой, катионогенного поверхностно-активного вещества, например четвертичного амина и соли, обеспечивающей разрушение, например NHCl. Жидкая композиция имеет низкую вязкость при составлении, подвергается увеличению вязкости по мере потребления кислоты при взаимодействии с кислотно-реакционноспособным веществом и возвращается к приблизительно начальной вязкости, по мере потребления последней части кислоты. Жидкая композиция применяется в качестве закупоривающей жидкости или в качестве основной обрабатывающей жидкости при нефтепромысловых обработках, таких как структурная кислотная обработка и кислотный разрыв.

Description

Предпосылки создания изобретения
Данное изобретение относится к кислотной вязкоупругой содержащей поверхностно-активные вещества жидкости на основе катионогенного поверхностно-активного вещества. Более конкретно, оно относится к такой жидкости, которая имеет низкую вязкость при составлении, подвергается увеличению вязкости по мере расходования кислоты и возвращается к приблизительно начальной вязкости по мере расходования последней части кислоты. Более конкретно, оно относится к применению этой жидкости в качестве закупоривающей жидкости или в качестве основной обрабатывающей жидкости при нефтепромысловых обработках, таких как кислотная обработка под давлением ниже давления разрыва и кислотный разрыв.
При структурных кислотных обработках карбонатных месторождений размещение жидкости для воздействия на пласт является решающим для успеха. Описаны самозакупоривающие жидкие системы для воздействия на пласт на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ (именуемых вязкоупругая закупоривающая кислота или УОА); см. патент США 6399546 и опубликованную патентную заявку США № 2003-0119680. Данный тип системы, основанный, например, на бетаиновых поверхностно-активных веществах, будет называться в данном описании общепринятой системой. Общепринятая система УОА имеет низкую вязкость при низких рН (сильная кислота) и подвергается внутрипластовому увеличению вязкости, когда кислота расходуется при реакции с карбонатом кальция (или другими реакционноспособными минералами) в пласте. Не ограничиваясь теорией, полагают, что химический механизм представляет собой превращение из сферических или коротких червеподобных мицелл поверхностно-активного вещества в высокой степени удлиненные мицеллы поверхностно-активного вещества. Расходуемая жидкость является химически устойчивой до приблизительно 300°Р (149°С); разрывное нарушение вязкой жидкости после обработки (снижение вязкости, а не химическая деструкция поверхностно-активного вещества) вызывается контактом с сырой нефтью или конденсатами в месторождении или посредством разбавления водой пласта. Применение взаимных растворителей в качестве предварительных (пре-) и/или последующих (пост-) промывок также применялось для способствования разрывному нарушению, но трудно достичь эффективного контакта УОА с взаимным растворителем внутри пласта.
Несмотря на то, что общепринятая УОА использовалась в сухих месторождениях и была найдена успешной в некоторых случаях, остается неясно, может ли расходуемая УОА быть эффективно очищена жидкостью пласта или промывками. Следовательно, было бы крайне желательно иметь жидкую систему, которая саморазрушается в пласте, что значительно упростило бы проект и выполнение работ. Также желательно иметь кислотную вязкую жидкую систему, такую как жидкая система УОА, которую составляют из катионогенных поверхностно-активных веществ, в отличие от цвиттерионных поверхностноактивных веществ в общепринятых УОА, поскольку концентрация соли, генерирумая при расходе кислоты, является достаточно высокой для разрушения вязких жидкостей, полученных из катионогенных поверхностно-активных веществ, которые являются более чувствительными к высоким концентрациям солей, чем вязкие жидкости, полученные из цвиттерионных поверхностно-активных веществ, используемых в общепринятых УОА.
Краткое содержание сущности изобретения
Один вариант осуществления представляет собой композицию жидкой среды, содержащую количество поверхностно-активного вещества, эффективное для увеличения вязкости жидкости, в которой поверхностно-активное вещество содержит: а) четвертичную аммониевую соль амина, соответствующую формуле
К1Н+(К2)(Кз)(К4)Х- в которой К1 представляет собой группу, которая имеет от приблизительно 14 до приблизительно 26 атомов углерода, и может быть разветвленной или прямоцепочечной, ароматической, насыщенной или ненасыщенной, и может включать карбонил, амид, ретроамид, имид, мочевину или амин; В2, В3 и В4, каждый независимо, представляют собой водород или алифатическую группу от С1 до приблизительно С6, которая может быть одинаковой или различной, разветвленной или прямоцепочечной, насыщенной или ненасыщенной и одна или несколько из которых могут быть замещены группой, которая делает группу В2, В3 и В4 более гидрофильной; группы В2, В3 и В4 могут быть включены в гетероциклическую 5- или 6-членную кольцевую структуру, которая включает атом азота; группы В2, В3 и В4 могут быть одинаковыми или различными; одна из В2, В3 и В4 может представлять собой водород и X- может являться анионом; Ь) от приблизительно 3 до приблизительно 28% кислоты; и с) от приблизительно 1 до приблизительно 10% соли. Вязкость жидкой композиции понижается по мере того, как содержание кислоты в жидкой композиции понижается посредством реакции с кислотно-реакционноспособным веществом до менее 2%, причем процентное содержание выше при скорости сдвига, равной 1 с-1, чем при скорости сдвига, равной от приблизительно 100 до приблизительно 170 с-1. Композиция может являться композицией, в которой В! содержит от приблизительно 18 до приблизительно 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин; В2, В3 и В4 содержат от 1 до приблизительно 3 атомов углерода и X представляет собой галогенид. Например, в композиции В1 содержит от приблизительно 18 до приблизительно 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин, а В2, В3 и В4 являются идентич
- 1 009195 ными друг другу и содержат от 1 до приблизительно 3 атомов углерода. Композиция необязательно дополнительно содержит амин, который может иметь структуру
В1М(В2)(Вз) в которой К1, В2 и В3 являются такими, как определено выше. Амин может присутствовать в концентрации, находящейся в интервале между приблизительно 0,01 и приблизительно 1%. Композиция жидкости может также содержать полисульфоновую кислоту. В качестве примера в поверхностно-активном веществе В1 содержит от приблизительно 18 до приблизительно 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин и В2. В3 и В4 содержат от 1 до приблизительно 3 атомов углерода и могут быть замещены группой, которая делает группу В2, В3 и В4 более гидрофильной; конкретным примером поверхностно-активного вещества является ЕМНАС (хлорид эруцил-бис-(2-гидроксиэтил)метиламмония).
Кислоту выбирают из хлористо-водородной кислоты, смеси хлористо-водородной и фтористо-водородной кислот, фтороборной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, малеиновой кислоты, лимонной кислоты, уксусной кислоты, муравьиной кислоты и смесей этих кислот. Соль выбирают из хлоридов лития, натрия, аммония и калия и нитратов и смесей этих солей. Соль присутствует в количестве от приблизительно 4 до приблизительно 5 мас.%. Поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 4 мас.% активного вещества.
Еще один вариант осуществления представляет собой способ обработки подземного пласта, включающий в себя контакт указанного пласта с жидкой композицией, описанной выше, содержащей поверхностно-активное вещество, кислоту и соль. В качестве примеров поверхностно-активное вещество представляет собой ЕМНАС, кислоту выбирают из хлористо-водородной кислоты, смеси хлористо-водородной и фтористо-водородной кислот, фтороборной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, малеиновой кислоты, лимонной кислоты, уксусной кислоты, муравьиной кислоты и смесей этих кислот и соль выбирают из хлоридов лития, натрия, аммония и калия и нитратов и смесей этих солей. Соль присутствует в количестве от приблизительно 4 до приблизительно 5 мас.%. Поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 4 мас.% активного вещества.
Краткое описание фигур
На фиг. 1 показана функциональная зависимость вязкости 3% ЕМНАС от концентрации НС1 без добавления соли.
На фиг. 2 показана функциональная зависимость вязкости 3% ЕМНАС от молярной концентрации хлорида.
На фиг. 3 показана функциональная зависимость вязкости 3% ЕМНАС от процентного содержания расходуемой НС1 (с добавлением СаС12 для имитации расходуемой кислоты).
На фиг. 4 показана кривая расхода 3% ЕМНАС при низкой скорости сдвига (1 с-1) с добавлением СаС12 для имитации расходуемой кислоты.
На фиг. 5 показана функциональная зависимость вязкости % расходуемой НС1 с 5% ΝΗ4ί.Ί (дополнительно к СаС12 для имитации расхода кислоты).
На фиг. 6 показана кривая расхода 5% ΝΗ4Ο (дополнительно к СаС12 для имитации расхода кислоты) при низкой скорости сдвига (1 с-1).
На фиг. 7 показаны тесты с имитацией расхода НС1 для поверхностно-активного вещества А без ΝΗ.·|Ο при скорости сдвига 100 с-1.
На фиг. 8 показаны тесты с имитацией расхода НС1 для поверхностно-активного вещества А с 5% ЫН4С1 при скорости сдвига 100 с-1.
На фиг. 9 показаны тесты с имитацией расхода НС1 для поверхностно-активного вещества А без ЫН4С1 при скорости сдвига 1 с-1.
На фиг. 10 показаны тесты с имитацией расхода НС1 для поверхностно-активного вещества А с 5% ЫН4С1 при скорости сдвига 1 с-1.
Подробное описание изобретения
Один вариант осуществления представляет собой самозакупоривающую кислотную жидкую систему на основе катионогенных поверхностно-активных веществ. Предпочтительной кислотой является НС1, но могут применяться и другие. Увеличение вязкости при расходовании кислоты обеспечивает самозакупоривающий механизм. При 100% расхода жидкость подвергается резкому снижению вязкости, когда в систему включено от приблизительно 1 до приблизительно 10, предпочтительно от приблизительно 2 до приблизительно 8, наиболее предпочтительно от приблизительно 4 до приблизительно 5% ΝΉ4Ο1. Авторы называют этот компонент солью, обеспечивающей разрушение. Предпочтительной солью является ИН4С1, но могут применяться и другие, например хлориды и нитраты лития, натрия, аммония и калия и смеси этих солей. Наиболее выраженное снижение вязкости наблюдают при низком сдвиге, который является очень желательным для чистки пласта. Без добавленного ИН4С1 жидкая система может также применяться в качестве УЭА, но она не является саморазрушающей. Систему применяют, прежде всего, в обработках при воздействии на пласт, особенно в качестве основной обрабатывающей жидкости для кислотного разрыва и матриксного воздействия на карбонаты, но ее можно также использовать в качестве закупорки для других кислот или для разрыва, в качестве заглушки или в качестве предварительной промывки перед кислотной обработкой песчаника. Ее можно применять вместе с НР, и
- 2 009195 она совместима с некоторыми хелатирующими средствами. Следует отметить, что, когда жидкость используют при обработке, в которой ей предназначена роль закупорки, закупоривание происходит только в течение времени, пока жидкость находится в контакте с кислотно-реакционноспособным веществом (таким, как минерал) и потребляется часть кислоты, но не вся кислота. Таким образом, необходимое количество жидкости и сопутствующие концентрации кислоты и соли, обеспечивающей разрушение, могут быть рассчитаны для конкретной рассматриваемой обработки.
Принятая в настоящее время технология УЭА основана на бетаинах, особенно эруциламидопропилбетаине - системе цвиттерионного поверхностно-активного вещества. Система является в высокой степени стабильной в условиях расхода кислоты вследствие высокой терпимости к высоким концентрациям соли. Она не разрушается, пока происходит ее контакт с углеводородами, водой пласта или добавленным разрушителем. Раскрытая в настоящей заявке система УЭА основана на катионогенных поверхностно-активных веществах; когда система включает соответствующие концентрации некоторых солей, таких как хлорид аммония, она является саморазрушающейся системой. Если она не содержит соли, обеспечивающей разрушение, ее можно разрушить любым из таких же методов, как и общепринятую УЭЛ.
Кислота, которая является частью жидкой композиции настоящего изобретения, выбирается из группы, состоящей из хлористо-водородной кислоты, смеси хлористо-водородной и фтористо-водородной кислот, фтороборной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, малеиновой кислоты, лимонной кислоты, уксусной кислоты, муравьиной кислоты и их смесей. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения кислота представляет собой хлористо-водородную кислоту, и ее добавляют при концентрации в интервале между приблизительно 3 и приблизительно 28 мас.%, наиболее типично при концентрации в интервале между приблизительно 15 и приблизительно 28 мас.%.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения вязкоупругое поверхностно-активное вещество добавляют при концентрации, эффективной для вызывания загустения, которая является концентрацией в интервале от приблизительно 1 до приблизительно 4 мас.% активного вещества (поверхностно-активное вещество обычно вводят в раствор). Наиболее предпочтительно поверхностно-активное вещество добавляют при активной концентрации в интервале от приблизительно 2 до приблизительно 3 мас.%. Могут применяться более высокие концентрации в зависимости от диапазона проницаемости пласта и контраста.
Подходящие катионогенные поверхностно-активные вещества образуют сильные гели в широком диапазоне концентраций кислоты, как показано на фиг. 1. Поведение поверхностно-активного вещества, используемого на фиг. 1, а именно хлорида эруцил-бис-(2-гидроксиэтил)метиламмония (ЕМНАС), также известного как хлорид (2)-13-докозенил-М-М-бис-(2-гидроксиэтил)метиламмония, является типичным для подходящих катионных поверхностно-активных веществ. ЕМНАС обычно получают от производителей в виде концентрата, т.е. смеси, содержащей приблизительно 60 мас.% поверхностноактивного вещества в смеси изопропанола, этиленгликоля и воды. В настоящем документе и на фигурах при ссылках на ЕМНАС подразумевают концентрат. На фигурах, когда скорость сдвига дается в виде С-1, это означает с-1 (секунды-1). На фиг. 1 показана зависимость вязкости 3% ЕМНАС от концентрации НС1 при 70°Е (21°С) в отсутствие добавленной соли, обеспечивающей разрушение.
Другие примеры подходящих катионогенных поверхностно-активных веществ описаны в патентах США №№ 5258137, 5551516 и 5964295. Несмотря на то, что предпочтительный загуститель поверхностно-активного вещества представляет собой хлорид эруцил-бис(2-гидроксиэтил)метиламмония, могут использоваться другие катионные загустители вязкоупругого поверхностно-активного вещества, либо по отдельности, либо в сочетании, в соответствии с изобретением, включая, но не ограничиваясь ими, хлорид эруцилтриметиламмония; хлорид М-метил-Н,М-бис(2-гидроксиэтил)рапс-аммония; хлорид олеилметил-бис(гидроксиэтил)аммония; бромид октадецилметил-бис(гидроксиэтил)аммония; бромид октадецилтрис(гидроксиэтил)аммония; бромид октадецилдиметилгидроксиэтиламмония; бромид цетилдиметилгидроксиэтиламмония; салицилат цетилметил-бис(гидроксиэтил)аммония; 3,4-дихлорбензоат цетилметил-бис(гидроксиэтил)аммония; йодид цетил-трис(гидроксиэтил)аммония; бис(гидроксиэтил)соевый амин; Ν-метил, Ν-гидроксиэтилталловый амин; бис(гидроксиэтил)октадециламин; бромид козилдиметилгидроксиэтиламмония; хлорид козилдиметилгидроксиэтиламмония; хлорид козилдиметил-бис(гидроксиэтил)аммония; бромид козилди-трис(гидроксиэтил)аммония; бромид дикозилдиметилгидроксиэтиламмония; хлорид дикозилметил-бис(гидроксиэтил)аммония; бромид дикозил-трис(гидроксиэтил)аммония; хлорид гексадецилэтил-бис(гидроксиэтил)аммония; йодид гексадецилизопропил-бис(гидроксиэтиламмония); Ν,Ν-дигидроксипропилгексадециламин; Ν-метил, Ν-гидроксиэтилгексадециламин; Ν,Ν-дигидроксиэтилдигидроксипропилолеиламин; Ν,Ν-дигидроксипропилсояамин; Ν,Ν-дигидроксипропилталлоамин; Ν-бутилгексадециламин; Ν-гидроксиэтилоктадециламин; Ν-гидроксиэтилкозиламин; цетиламино, хлорид Ν-октадецилпиридиния; этосульфат N-соя-N-этилморфолиния; метилсульфат метил-1-олеиламидоэтил-2-олеилимидазолиния; метилсульфат метил-1-таллоамидоэтил-2-таллоимидазолиния.
Поверхностно-активные вещества на основе четвертичных аминов, которые будут подходящими для получения самозакупоривающих кислотных вязкоупругих жидких систем с добавками катионогенного поверхностно-активного вещества, включают эффективное количество поверхностно-активного ве
- 3 009195 щества, которое представляет собой четвертичную аммониевую соль амина, соответствующую формуле В1М+(В2)(Вз)(В4)Хв которой Κ1 представляет собой группу, которая имеет от приблизительно 14 до приблизительно 26 атомов углерода, и может быть разветвленной или прямоцепочечной, ароматической, насыщенной или ненасыщенной, и может включать карбонил, амид, ретроамид, имид, мочевину или амин; Р2. К3 и Κ4, каждый независимо, представляют собой водород или алифатическую группу от С1 до приблизительно С6, которая может быть одинаковой или различной, разветвленной или прямоцепочечной, насыщенной или ненасыщенной и одна или несколько из которых могут быть замещены группой, которая делает группу Κ2, К3 и К4 более гидрофильной; группы Κ2, К3 и К4 могут быть включены в гетероциклическую 5- или 6-членную кольцевую структуру, которая включает атом азота; группы Κ2, К3 и К4 могут быть одинаковыми или различными; одна из Κ2, К3 и К4 может представлять собой водород и Х- может являться анионом. Могут применяться смеси этих соединений. В качестве дополнительного примера Κ1 содержит от приблизительно 18 до приблизительно 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин; Κ2, К3 и К4 являются идентичными друг другу и содержат от 1 до приблизительно 3 атомов углерода. Одно такое подходящее поверхностно-активное вещество, обозначенное как поверхностно-активное вещество А, используют в некоторых примерах, приведенных ниже.
В подходящих жидкостях вязкоупругая система с добавками поверхностно-активного вещества в виде четвертичного амина может дополнительно содержать амин, например, имеющий структуру
В1Х(В2)(В3) в которой Κι, К2 и К3 являются такими, как определено выше. Амин может присутствовать в концентрации, находящейся в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 1% от конечной жидкости. Κ1, Κ2 и Κ3 могут быть идентичными в катионогенном поверхностно-активном веществе и амине. Еще в одном варианте осуществления система с добавками катионогенного поверхностно-активного вещества может содержать полисульфоновую кислоту.
Поверхностно-активные вещества в виде четвертичных аминов, которые будут пригодными, включают такие вещества, имеющие ту же общую формулу, как приведено выше, за исключением того, что более одного из Κ1, Κ2, Κ3 и Κ4 содержат одну или несколько этоксигрупп или одну или несколько пропоксигрупп.
Подходящее катионогенное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой вещество, в котором Κ1 представляет собой группу, содержащую от приблизительно 18 до приблизительно 22 атомов углерода, которая может включать карбонил, амид или амин и в которой Κ2, Κ3 и Κ4 содержат от 1 до приблизительно 3 атомов углерода и могут быть замещены группой, которая делает группу Κ2, Κ3 и Κ4 более гидрофильной. Примером подходящего катионогенного вязкоупругого поверхностно-активного вещества этой структуры является хлорид эруцил-бис(2-гидроксиэтил)метиламмония.
Поверхностно-активные вещества, которые были бы пригодными, включают амины, в которых один из Κ2, Κ3 и Κ4 в соединениях предыдущих параграфов представляют собой водород. Эти амины являются поверхностно-активными веществами в сильных кислотах вследствие протонирования, и они теряют поверхностно-активные свойства по мере того, как кислота расходуется. В некоторый момент времени, который может быть в ходе, в конце или после процесса расхода, в зависимости от амина, они депротонируются и мицеллы, которые они образовали, разрушаются. Такие амины по присущим им характерным свойствам являются саморазрушающимися и в некоторых случаях не нуждаются в добавлении солей для инициации саморазрушения, хотя соли могут добавляться для контроля вязкости и саморазрушения аминов. В объеме правовой защиты изобретения находится применение аминов изобретения вместе с добавлением или без добавления солей для инициации разрушения мицелл.
Обычно для получения самозакупоривающей кислотной вязкоупругой жидкой системы с добавлением катионогенного поверхностно-активного вещества в соответствии с настоящим изобретением поверхностно-активное вещество добавляют к водному раствору, в котором было растворено некоторое количество по меньшей мере одного элемента из группы водорастворимых солей, обеспечивающих разрушение, и далее добавляют кислоту. Однако порядок добавления кислоты, соли и поверхностно-активного вещества не является важным. Любые из компонентов могут также быть предварительно смешаны в концентрате и далее добавлены к воде. Могут использоваться стандартные методики смешивания, известные в данной области техники, так как нагрев раствора и специальные условия перемешивания обычно не являются необходимыми. Конечно, при использовании в условиях крайнего холода, как на Аляске или в Канаде, следует применять обычные методики нагрева.
Иногда является предпочтительным растворять загуститель в спирте с низкой молекулярной массой или диоле перед смешиванием его с водным раствором. Спирт с низкой молекулярной массой или диол, например изопропанол или пропиленгликоль, могут иметь своей функцией способствовать солюбилизации загустителя. Могут также применяться другие сходные средства. Дополнительно может применяться пеногаситель, такой как полигликоль, для предотвращения нежелательного пенообразования во время получения жидкости УЭА, если пена является нежелательной в условиях обработки. Если желательно получение вспененной жидкости, можно использовать газ, такой как воздух, азот, диоксид углерода или т.п. Дополнительный пенообразователь обычно не требуется, но может быть добавлен. Кроме того, мо
- 4 009195 гут быть включены модификаторы реологии и усилители реологии, такие как полимеры и другие вещества, известные в данной обласи техники. В типичном случае добавки должны тестироваться для подтверждения того, что они являются совместимыми с другими компонентами жидкости и что они не оказывают неблагоприятного воздействия на рабочие характеристики жидкости.
Сходным образом, для обеспечения желательных вязкоупругих свойств при жестких условиях может необязательно применяться достаточное количество водорастворимой органической соли и/или спирта. Опять-таки, их следует тестировать; многие соединения, обычно применяемые для таких целей, не будут пригодными для настоящего изобретения, поскольку многие такие соединения образуют нерастворимые осадки с кальцием (например, салицилаты в определенных условиях), а другие являются разрушителями для многих мицелл вязкоупругого поверхностно-активного вещества (например, С112 спирты в определенных условиях). Однако в пределах объема правовой защиты изобретения находится введение в жидкости изобретения дополнительных поверхностно-активных веществ (со-ПАВ) или других добавок, таких как С13-спирты, но без ограничения последними, которые изменяют свойства вязкоупругих жидкостей, при условии, что добавки тестируют на совместимость перед применением.
Жидкость по изобретению может подаваться насосом в виде единственной жидкости, которая воздействует на пласт и осуществляет закупоривание в одну стадию. Ее можно вдавливать вниз по трубе или в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления размещать, используя гибкие трубки, сдвигаемые вверх во время ввода кислотного состава. В соответствии еще с одним вариантом осуществления жидкость подается насосом в несколько стадий, попеременно с постоянными кислотными стадиями. Жидкость может также быть вспенена. Как это является типичным для кислотных обработок, композиция обычно содержит ингибиторы коррозии, наиболее предпочтительно на основе четвертичных аминов. Дополнительные средства могут также добавляться типовым образом; неограничивающими примерами являются неэмульгаторы, добавки, компенсирующие потери жидкости, средства, восстанавливающие железо, или контрольные средства и хелатирующие средства. Обычно, когда добавки включены в жидкую систему, следует проводить лабораторное тестирование для подтверждения совместимости таким образом, чтобы ни жидкость, ни добавка не оказывала воздействия на устойчивость или эффективность другого компонента. Если жидкость используют при гидроразрыве или гравийной набивке, в жидкости может быть суспендирован рассматривающий агент или гравий.
Систему применяют, прежде всего, в обработках при воздействии на пласт, для кислотного разрыва и кислотной обработки карбонатных пластов под давлением ниже давления гидроразрыва, но ее можно также использовать в качестве закупоривающего агента для других кислот либо для разрыва или гравийной набивки; в качестве заглушки; в качестве основной жидкости для очистительных обработок, особенно с гибкими трубками; и в качестве предварительной промывки перед кислотной обработкой песчаника. Ее можно применять вместе с НЕ, и она совместима с некоторыми хелатирующими средствами. Без добавленного ΝΗ.·|ί.Ί или другой соли, обеспечивающей разрушение, жидкая система может также использоваться в качестве самозакупоривающей кислоты, но она не является саморазрушающейся.
Пример 1.
Реология при кислотных условиях является сходной с реологией жидкостей, полученных по общепринятой технологии УЭА, основанной на эруциламидопропилбетаине, за исключением того, что реологическое поведение 3% ЕМНАС (без добавленной кислоты) в различных насыщенных солевых растворах (фиг. 2) показывает, что типичные катионогенные поверхностно-активные вещества по изобретению не переносят высоких концентраций насыщенных солевых растворов (имеющих анионы, такие как С1- и ΝΟ3-). Без ограничения общей теорией, известно, что для большинства поверхностно-активных веществ и большинства солей существует концентрация соли, выше которой вязкость данной вязкоупругой жидкой системы резко снижается. Данные на фигуре показывают, что ЕМНАС особенно устойчив в ИН4С1 и СаС12; хотя это не показано на фигуре, полагают, что при более высоких концентрациях соли вязкость будет падать также и с этими солями. Кроме того, полагают, что добавление ΝΗ4ί.Ί сдвигает кривую для СаС12 вправо; и это будет таким же для других солей, не ограничиваясь хлоридами Ь1+, Να' и К+. Таким образом, эти соли называют обеспечивающими разрушение, так как, когда к системе добавляют соответствующее количество такой соли, концентрация этой соли плюс СаС12, генерируемой при расходе кислоты, становится достаточно высокой для разрушения мицеллярной системы. Реологическое поведение ЕМНАС и других катионогенных поверхностно-активных веществ (в противоположность цвиттерионным поверхностно-активным веществам) в кислотах и насыщенных солевых растворах является ответственным за самозакупоривающую кислотную систему, имеющую признак саморазрушения. Простое лабораторное тестирование может применяться для определения того, какие соли работают в данной системе и при какой концентрации.
Пример 2.
На фиг. 3 показан график функциональной зависимости вязкости от % расходуемой НС1 (что имитируется получением смесей НС1 и СаС12) при скорости сдвига от приблизительно 100 до приблизительно 170 с-1. Исходная жидкость (0% расходуемой НС1) содержит 3% ЕМНАС, 20% НС1 и 0,2% ингибитора коррозии на основе четвертичных аминов и муравьиной кислоты; для других точек данных некоторое количество НС1 замещают соответствующей молярной концентрацией СаС12. Следует отметить, что эта
- 5 009195 система не содержит какой-либо дополнительной соли, такой как ΝΗ4Ο1. Данные указывают, что эта конкретная жидкость подвергается быстрому увеличению вязкости, в то время как расходуется до 12% НС1. Дальнейшее снижение концентрации НС1 приводит к непрерывному уменьшению вязкости жидкости. Однако кривая расхода при более низкой скорости сдвига (1 с-1), как показано на фиг. 4, указывает на то, что 100% расходуемой жидкости все еще остается вязкой. Так как низкая сдвиговая вязкость является решающей для чистки пласта, является очень желательным, чтобы низкая сдвиговая вязкость 100% расходуемой жидкости была бы дополнительно снижена. Эта жидкость не будет считаться саморазрушающей, поскольку она стабильна при низком сдвиге, который наблюдают в пласте после работы, и, таким образом, она сопротивляется очистке.
Пример 3.
Для достижения снижения низкой сдвиговой вязкости в жидкую систему вводят дополнительные соли (соли, обеспечивающие разрушение), такие как ΝΗ4ί.Ί. Полагают, что другие соли, такие как КС1, №С1 и Ь1С1 или соли, содержащие ΝΟ3 -, будут работать таким же образом в этой системе; простые эксперименты могут применяться для определения соответствующих концентраций. На фиг. 5 показана вязкость жидкости при 170 с-1 как функция % расходуемой НС1, начиная с 3% ЕМНАС, 20% НС1, 0,2% ингибитора коррозии на основе четвертичных аминов и муравьиной кислоты и 5% ΝΗ4ί.Ί в качестве соли, обеспечивающей разрушение. В этом случае наблюдалось дальнейшее снижение вязкости при 170 с-1 по мере того, как расходуется последняя часть НС1. Сравнение фиг. 3 и 5: кривые являются почти идентичными с и без добавленного 5% ΝΗ4Ο, за исключением области, когда расходуется последняя часть НС1, когда жидкая система, содержащая ΝΗ4ί.Ί. имела вязкость при 170 с-1 менее чем 30 сП вместо приблизительно 75 сП. Наиболее важно то, что снижение вязкости для израсходованной на 100% жидкости было более выраженным при низкой скорости сдвига, когда жидкая система (3% ЕМНАС, 20% НС1, 0,2% ингибитора коррозии на основе четвертичных аминов и муравьиной кислоты) содержала 5% ΝΗ4Ο, как показано на фиг. 6. Сравнение фиг. 4 и 6: кривые являются очень похожими с добавленным и без добавленного 5% ΝΗ4α (и все вязкости расхода кислоты меньшего, чем полный, являются достаточно высокими, чтобы точные значения не играли роли и обе системы являлись применимыми в качестве загустителей), за исключением области, когда расходуется последняя часть НС1, и в этом случае жидкая система, содержащая ΝΗ4Ο, имеет вязкость при 1 с-1, равную приблизительно 125 сП вместо приблизительно 2300 сП.
Пример 4.
Результаты еще с одним примером подходящего катионогенного поверхностно-активного вещества (поверхностно-активное вещество А) показаны на фиг. 7-10. Это поверхностно-активное вещество является четвертичным амином на основе эруцила, в котором по меньшей мере одна из групп амина содержит, по меньшей мере, этоксигруппу. На фиг. 7 показана вязкость жидкой системы (3 мас.% концентрата поверхностно-активного вещества, различные количества НС1 и СаС12, добавленные для имитации компонентов, которые оставались бы после расхода данного количества НС1, и 0,2% такого же ингибитора коррозии, как использован в предыдущих примерах) при 100 с-1 в тестах с имитацией расхода НС1 без добавления ΝΗ4Ο. На фиг. 8 показана та же система и эксперименты, за исключением того, что жидкие системы также содержали 5% ΝΗ.·|ί.Ί. Можно видеть, что при этой скорости сдвига добавленный ΝΗ.·|ί.Ί снижал вязкость этой системы при всех уровнях расхода НС1, но вязкость все еще была значительной (выше 50 сП) после того, как расходовалась вся НС1.
Фиг. 9 и 10 показывают результаты таких же экспериментов с такими же двумя химическими системами, за исключением того, что данные соответствуют измерениям при скорости сдвига 1 с-1. Данные показывают, что также и при этой скорости сдвига добавленный ΝΗ4Ο снижал вязкость данной системы при всех уровнях расхода НС1, но вязкость все еще была значительной (выше 50 сП) после того, как расходовалась вся НС1. Однако повторно добавленный ΝΗ4Ο вызывал существенное падение низкой сдвиговой вязкости, когда расходовалась последняя часть НС1 (фиг. 10), в противоположность существенному увеличению (фиг. 9) без добавления ΝΗ4ί.Ί. Полагают, что при более высоких температурах низкая сдвиговая вязкость системы, содержащей добавленный ΝΗ4Ο, будет демонстрировать саморазрушающие свойства для системы и при регулировании концентрации или вида добавленной соли это свойство будут наблюдать также при более низких температурах.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Жидкая композиция, содержащая:
    а) поверхностно-активное вещество в количестве, эффективном для увеличения вязкости жидкости, причем указанное поверхностно-активное вещество содержит четвертичную аммониевую соль амина, соответствующую формуле
    Β1Ν+(Β2)(Β3)(Β4)Χ в которой Р| представляет собой группу, которая имеет от 14 до 26 атомов углерода, и может быть разветвленной или прямоцепочечной, ароматической, насыщенной или ненасыщенной, и может включать карбонил, амид, ретроамид, имид, мочевину или амин; В2, В3 и В4, каждый независимо, представляют
    - 6 009195 собой водород или алифатическую группу от С3 до Се, которая может быть одинаковой или различной, разветвленной или прямоцепочечной, насыщенной или ненасыщенной и одна или несколько из которых могут быть замещены группой, которая делает группы К2, К3 и Кд более гидрофильными; группы К2, К3 и Кд могут быть включены в гетероциклическую 5- или 6-членную кольцевую структуру, которая включает атом азота; группы К2, К3 и Кд могут быть одинаковыми или различными; одна из К2, К3 и Кд может представлять собой водород и X является анионом;
    b) от 3 до 28 мас.% кислоты и
    c) от 1 до 10 мас.% соли, в которой вязкость жидкой композиции понижается по мере того, как содержание кислоты в жидкой композиции понижается до менее 2 мас.%, причем процентное содержание выше при скорости сдвига, равной 1 с'1, чем при скорости сдвига, равной от 100 до 170 с'1.
  2. 2. Композиция по п.1, в которой Кд содержит от 18 до 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин; К2, К3 и Кд содержат от 1 до 3 атомов углерода и X' представляет собой галогенид.
  3. 3. Композиция по и.2, в которой К2, К3 и Кд являются идентичными друг другу.
  4. 4. Композиция по любому из предыдущих пунктов, в которой указанное вязкоупругое поверхностно-активное вещество дополнительно включает амин, имеющий структуру кда2)(к3) в которой Κι, К2 и К3 являются такими, как определено в π. 1.
  5. 5 Композиция по и.4, в которой указанный амин присутствует в концентрации, находящейся в интервале между 0,01 и 1 мас.%.
  6. 6. Композиция по любому из предыдущих пунктов, в которой Κι содержит от 18 до 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин и К2, К3 и Кд содержат от 1 до 3 атомов углерода и могут быть замещены группой, которая делает группы К2, К3 и Кд более гидрофильными.
  7. 7. Композиция по п.1, в которой кислоту выбирают из группы, состоящей из хлористо-водородной кислоты, смеси хлористо-водородной и фтористо-водородной кислот, фтороборной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, малеиновой кислоты, лимонной кислоты, уксусной кислоты, муравьиной кислоты и их смесей.
  8. 8. Композиция по любому из предыдущих пунктов, в которой соль выбирают из группы, состоящей из хлоридов и нитратов лития, натрия, аммония и калия и их смесей.
  9. 9. Композиция по и.8, в которой соль присутствует в количестве от 4 до 5 мас.%.
  10. 10. Способ обработки подземного пласта, включающий в себя контакт указанного пласта с жидкой композицией по любому из предыдущих пунктов.
EA200600943A 2003-12-11 2004-12-09 Вязкоупругая кислота EA009195B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US52888403P 2003-12-11 2003-12-11
US11/006,004 US7341107B2 (en) 2003-12-11 2004-12-07 Viscoelastic acid
PCT/IB2004/052743 WO2005059059A1 (en) 2003-12-11 2004-12-09 Viscoelastic acid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200600943A1 EA200600943A1 (ru) 2006-12-29
EA009195B1 true EA009195B1 (ru) 2007-12-28

Family

ID=34656429

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200600943A EA009195B1 (ru) 2003-12-11 2004-12-09 Вязкоупругая кислота

Country Status (12)

Country Link
US (2) US7341107B2 (ru)
EP (1) EP1692242B1 (ru)
CN (1) CN1942550B (ru)
AR (1) AR047276A1 (ru)
AT (1) ATE362966T1 (ru)
CA (1) CA2547522C (ru)
DE (1) DE602004006644T2 (ru)
DK (1) DK1692242T3 (ru)
EA (1) EA009195B1 (ru)
MX (1) MXPA06006494A (ru)
NO (1) NO338479B1 (ru)
WO (1) WO2005059059A1 (ru)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7350572B2 (en) * 2004-09-01 2008-04-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling fluid loss
US20070060482A1 (en) * 2005-09-13 2007-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US7261160B2 (en) * 2005-09-13 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US20070125542A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Akzo Nobel N.V. High temperature gellant in low and high density brines
US7934556B2 (en) * 2006-06-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation using diversion
US7753123B2 (en) 2006-12-06 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Method for treating a subterranean formation
US8016041B2 (en) * 2007-03-28 2011-09-13 Kerfoot William B Treatment for recycling fracture water gas and oil recovery in shale deposits
US8193127B2 (en) 2008-02-04 2012-06-05 Sanjel Corporation Low residue fluid fracturing system and method of use
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
US7902124B2 (en) * 2008-08-29 2011-03-08 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting acid treatment with formic-acid-free corrosion inhibitor
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
US8247355B2 (en) * 2009-06-25 2012-08-21 Schlumberger Technology Corporation Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids
US9587165B2 (en) 2010-10-18 2017-03-07 Saudi Arabian Oil Company Non-damaging bimodal stimulation composition and method of use thereof
CN102453481B (zh) * 2011-01-21 2013-09-18 中国石油大学(北京) 一种酸性粘弹性流体及其制备方法和用途
CN102155209B (zh) * 2011-01-21 2014-01-01 中国石油大学(北京) 一种酸性粘弹性流体压裂地层的方法
MX361468B (es) 2012-04-27 2018-12-06 Akzo Nobel Chemicals Int Bv Espuma o composicion con viscocidad mejorada que contiene un agente quelante.
CN103305208B (zh) * 2013-06-05 2016-03-16 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种强酸基表活剂压裂液及其压裂方法
US20150034315A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 Schlumberger Technology Corporation Viscosified acid fluid and method for use thereof
CN103769307B (zh) * 2013-10-28 2017-03-22 东北大学 水溶性阳离子捕收剂及其制备方法及用途
CN103896792B (zh) * 2014-04-18 2016-06-22 四川安东油气工程技术服务有限公司 适用于高温碳酸岩储层酸化用有机多元羧酸及转向酸及其制备方法
US10494567B2 (en) * 2015-05-08 2019-12-03 China National Petroleum Corporation Chuanqing Drilling Engineering Company Limited Changqing Downhole Technology Company Recoverable instant thickening acid and its reusing method
US10030471B2 (en) 2015-07-02 2018-07-24 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
CN107384361A (zh) * 2017-07-14 2017-11-24 张亚明 一种芥酸基烷基季铵盐表面活性剂及其制备方法
CN108102633B (zh) * 2017-11-17 2020-10-09 中国石油天然气股份有限公司 一种粘弹性酸基压裂液及其制备方法
CN107987816A (zh) * 2017-11-27 2018-05-04 延长油田股份有限公司 一种油层疏通方法及选择性酸化用添加剂
WO2020257076A1 (en) * 2019-06-21 2020-12-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Aqueous delayed acid system for well stimulation
WO2021080780A1 (en) 2019-10-23 2021-04-29 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Energized well treating fluids and methods of using same
BR102020006183A2 (pt) * 2020-03-26 2021-09-28 Universidade Estadual De Campinas - Unicamp Composição de fluido ácido divergente para estimulação de reservatório por acidificação matricial
CN112375556A (zh) * 2020-11-25 2021-02-19 陕西科技大学 一种耐高温的清洁酸性压裂液及其制备方法
WO2024026137A1 (en) * 2022-07-29 2024-02-01 Schlumberger Technology Corporation Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations
CN115232611B (zh) * 2022-08-19 2023-12-15 广汉市华星新技术开发研究所(普通合伙) 一种囊泡型酸性压裂液及其制备方法和应用

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5551516A (en) * 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
WO2001018147A1 (en) * 1999-09-07 2001-03-15 Crompton Corporation Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems
US6399546B1 (en) * 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US20030139298A1 (en) * 2001-12-21 2003-07-24 Diankui Fu Compositions and methods for treating a subterranean formation

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4012329A (en) * 1973-08-27 1977-03-15 Marathon Oil Company Water-in-oil microemulsion drilling fluids
US4353806A (en) * 1980-04-03 1982-10-12 Exxon Research And Engineering Company Polymer-microemulsion complexes for the enhanced recovery of oil
US5258137A (en) * 1984-12-24 1993-11-02 The Dow Chemical Company Viscoelastic surfactant based foam fluids
US5964295A (en) * 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
GB2332223B (en) * 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids
GB2335679B (en) * 1998-03-27 2000-09-13 Sofitech Nv Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids
GB2335680B (en) * 1998-03-27 2000-05-17 Sofitech Nv Method for water control
ATE527434T1 (de) * 2000-04-05 2011-10-15 Schlumberger Ca Ltd Viskositätsverringerung von auf viskoelastischem öberflächenaktiven mittel basierten flüssigkeiten
GB2365464B (en) * 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver fluid
GB0028264D0 (en) * 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
GB0108086D0 (en) * 2001-03-30 2001-05-23 Norske Stats Oljeselskap Method
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7084095B2 (en) * 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US7119050B2 (en) * 2001-12-21 2006-10-10 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US7638468B2 (en) * 2003-01-15 2009-12-29 Bj Services Company Surfactant based viscoelastic fluids
US7125825B2 (en) * 2003-04-25 2006-10-24 Tomah Products, Inc. Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5551516A (en) * 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
WO2001018147A1 (en) * 1999-09-07 2001-03-15 Crompton Corporation Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems
US6399546B1 (en) * 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US20030139298A1 (en) * 2001-12-21 2003-07-24 Diankui Fu Compositions and methods for treating a subterranean formation

Also Published As

Publication number Publication date
CA2547522A1 (en) 2005-06-30
DE602004006644T2 (de) 2008-01-31
NO338479B1 (no) 2016-08-22
MXPA06006494A (es) 2006-08-23
US7341107B2 (en) 2008-03-11
EP1692242A1 (en) 2006-08-23
CN1942550B (zh) 2013-08-14
NO20062470L (no) 2006-07-10
US20050126786A1 (en) 2005-06-16
CA2547522C (en) 2009-06-30
DE602004006644D1 (de) 2007-07-05
WO2005059059A1 (en) 2005-06-30
ATE362966T1 (de) 2007-06-15
US20080146465A1 (en) 2008-06-19
AR047276A1 (es) 2006-01-11
CN1942550A (zh) 2007-04-04
EA200600943A1 (ru) 2006-12-29
DK1692242T3 (da) 2007-08-27
EP1692242B1 (en) 2007-05-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA009195B1 (ru) Вязкоупругая кислота
US7402549B2 (en) Viscoelastic surfactant rheology modification
US7119050B2 (en) Fluid system having controllable reversible viscosity
US7345012B2 (en) Foamed viscoelastic surfactants
US8720558B2 (en) Viscosified fluids for remediating subterranean damage
US6929070B2 (en) Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7343972B2 (en) System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7575054B2 (en) Self diverting matrix acid
US4790958A (en) Chemical method of ferric ion removal from acid solutions
CA2648708C (en) Rheology modifiers
CA2648234C (en) Rheology enhancers
US20050137095A1 (en) Acidizing stimulation method using viscoelastic gelling agent
US20130000910A1 (en) Composition and Method Relating to the Prevention and Remediation of Surfactant Gel Damage
US20060102349A1 (en) Composition and method for treating a subterranean formation
US20080236832A1 (en) Method for Treating Subterranean Formation
US8173581B2 (en) Mutual solvent-soluble and/or alcohol blends-soluble particles for viscoelastic surfactant fluids
US20130310285A1 (en) Treatment fluid and method
US20240182778A1 (en) Viscoelastic surfactant formulations and use in subterranean formations

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

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 KZ RU