EA011194B1 - Избирательное растворение поверхности разрыва - Google Patents
Избирательное растворение поверхности разрыва Download PDFInfo
- Publication number
- EA011194B1 EA011194B1 EA200700646A EA200700646A EA011194B1 EA 011194 B1 EA011194 B1 EA 011194B1 EA 200700646 A EA200700646 A EA 200700646A EA 200700646 A EA200700646 A EA 200700646A EA 011194 B1 EA011194 B1 EA 011194B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- particles
- fracture
- solid
- formation
- Prior art date
Links
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 title description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 111
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 59
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 56
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 30
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 22
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 21
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 20
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 14
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 14
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 10
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 7
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims description 7
- ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropionic acid Chemical compound OCCC(O)=O ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical group CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000010445 mica Substances 0.000 claims description 4
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 claims description 4
- BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N (S)-malic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 claims description 3
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 claims description 3
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N alpha-hydroxysuccinic acid Natural products OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 3
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 claims description 3
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000001630 malic acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000011090 malic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 claims description 3
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 2
- MYMDOKBFMTVEGE-UHFFFAOYSA-N methylsulfamic acid Chemical compound CNS(O)(=O)=O MYMDOKBFMTVEGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 claims description 2
- 150000001559 benzoic acids Chemical class 0.000 claims 1
- 235000021110 pickles Nutrition 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 49
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 description 33
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 19
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 14
- -1 for example Substances 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 7
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 5
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N N-(2-hydroxyethyl)iminodiacetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CC(O)=O JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxypropanoyloxy)propanoic acid Chemical compound CC(O)C(=O)OC(C)C(O)=O OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 2-oxidanylethanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.OCC(O)=O OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000010408 film Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-M 3-hydroxypropionate Chemical compound OCCC([O-])=O ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000282320 Panthera leo Species 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N [K].[Zn].[Na] Chemical compound [K].[Zn].[Na] JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N [Na].[Mg].[Ca] Chemical compound [Na].[Mg].[Ca] JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K aluminium metaphosphate Chemical compound [Al+3].[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- KVBCYCWRDBDGBG-UHFFFAOYSA-N azane;dihydrofluoride Chemical compound [NH4+].F.[F-] KVBCYCWRDBDGBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UTPOUAZEFGTYAY-UHFFFAOYSA-N azanium;2-chloroacetate Chemical compound [NH4+].[O-]C(=O)CCl UTPOUAZEFGTYAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M bisulphate group Chemical class S([O-])(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L calcium oxalate Chemical compound [Ca+2].[O-]C(=O)C([O-])=O QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011010 calcium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L calcium stearate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013539 calcium stearate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008116 calcium stearate Substances 0.000 description 1
- HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J calcium;magnesium;dicarbonate Chemical compound [Mg+2].[Ca+2].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 230000029142 excretion Effects 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical class Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002689 maleic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000000206 photolithography Methods 0.000 description 1
- 229920001606 poly(lactic acid-co-glycolic acid) Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H tricalcium bis(phosphate) Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of 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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- ing And Chemical Polishing (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Signal Processing For Digital Recording And Reproducing (AREA)
- Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Absorbent Articles And Supports Therefor (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
Abstract
Представлен способ кислотного разрыва подземной формации для улучшения течения флюидов. Главным источником, не обязательно единственным, кислоты является твердый предшественник кислоты, необязательно нагнетаемый с дополнительным твердым веществом, которое является инертным и которое маскирует поверхность части новообразованных разрывов так, что поверхность разрыва, протравленная кислотой, является неоднородной. Способ гарантирует хороший поток для флюидов между концом разрыва и скважиной.
Description
Изобретение относится к стимулированию скважин, пронизывающих подземные формации. Более конкретно, оно относится к кислотному разрыву; еще более конкретно, оно относится к уменьшению контакта сильной кислоты с компонентами скважины и околоскважинным пространством формации, и к способам травления поверхностей разрыва так, чтобы травление было минимальным в некоторых областях, но, несмотря на это, создавался бы проводящий путь от конца разрыва к скважине.
При кислотном разрыве кислота помещается в скважину, предпочтительно вдоль всего расстояния от конца разрыва до скважины, так чтобы она взаимодействовала с поверхностью разрыва, вытравливая различные протоки, которые а) создают различия, так что противолежащие поверхности разрыва не совпадут друг с другом, когда давление разрыва будет сброшено, и разрыв закроется не полностью, и Ь) обеспечивают протоки для добычи флюида вдоль поверхностей разрыва, от дальних частей разрыва к скважине (или протоки для нагнетания флюидов в формацию). Обычно кислота размещается в требуемом месте путем образования кислотного флюида на поверхности и закачивания кислотного флюида с поверхности в скважину под давлением разрыва. При отсутствии других воздействий, каналы формируются в результате неравномерного взаимодействия с поверхностью породы (дифференциальное травление), вызванной обычно локализованными неоднородностями в минералогическом составе (литологии) формации. Как правило, сталкиваются с тремя главными проблемами во время проведения этой обычной процедуры.
Во-первых, во время операции закачки кислота контактирует с железосодержащими компонентами скважины, такими как обсадная колона, облицовка, гибкий трубопровод, и так далее. Сильная кислота является коррозийной для этих материалов, особенно при высокой температуре. Это означает, что ингибиторы коррозии должны быть добавлены к закачиваемому флюиду, с тем, чтобы не ограничивать количество кислоты и/или время соприкосновения, которые могут использоваться во время нагнетания кислоты. Более того, кислотная коррозия приводит к образованию соединений железа, таких как хлориды железа. Эти соединения железа могут осаждаться, особенно в присутствии серы или сульфидов, и могут влиять на стабильность и эффективность других компонентов флюида, требуя тем самым добавления регулирующих или связывающих железо веществ во флюид.
Во-вторых, если, как обычно имеет место, необходимо использовать кислоту для обработки частей формации на значительном удалении от скважины (обычно в добавление к обработке частей формации около скважины), то это может оказаться трудновыполнимым из-за того, что кислота, закачанная с поверхности в скважину и в формацию, естественным образом будет вступать во взаимодействие с первым реакционноспособным материалом, с которым она вступит в контакт. В зависимости от типа скважины и типа обработки, этот первый вступивший в контакт или первый вступивший в реакцию материал может быть глинистой коркой, может быть поверхностью формации, образующей стенку необсаженной (или открытой) скважины, может быть околоскважинной формацией, или может быть частью формации, которая имеет наивысшую проницаемость для флюида, или находится во флюидном контакте с частью формации, которая имеет наивысшую проницаемость для флюида. В большинстве случаев, это может не быть материалом формации (породы), с которым кислота, по желанию оператора, должна была бы вступать в реакцию. В лучшем случае, это может обернуться напрасной потерей кислоты; в худшем случае, это может сделать обработку неэффективной или даже вредной. В общем, чем выше температура, тем более реакционноспособной является кислота, и тем больше возникает проблем. Серьезной проблемой обычно является то, что по меньшей мере часть формации является карбонатом, который обычно является очень реакционноспособным по отношению к кислоте.
В-третьих, даже когда кислота успешно вступила в контакт с требуемой областью поверхности разрыва, иногда имеется тенденция кислоты взаимодействовать с поверхностями разрыва равномерно, особенно в локализованных областях, так что проводящие каналы вдоль поверхностей разрыва в таких областях не создаются путем дифференциального травления после закрытия разрыва. Это происходит наиболее вероятно тогда, когда скорость доставки кислоты в реакционный центр (например, скорость нагнетания флюида) является гораздо меньшей, чем скорость взаимодействия кислоты. Попытка избежать этой проблемы может потребовать тщательного наблюдения и управления силой кислоты и скоростями нагнетания.
Имеется несколько способов, с помощью которых операторы справлялись с этими проблемами в прошлом. Один способ состоит в отделении кислоты от материалов, реакция с которыми не желательна (таких как скважинные металлы или околоскважинная реакционноспособная область формации). Это достигается, например, а) размещением кислоты во внутренней фазе эмульсии (так называемая «эмульгированная кислота») и последующим вызовом или осуществлением инверсии эмульсии во времени и месте, где реакция является желательной, или путем медленного прохождения кислоты через фазовые границы, или Ь) путем инкапсулирования кислоты, например, с помощью способа, описанного в патенте США №6207620, и затем высвобождения кислоты, когда и где это требуется. Эти способы имеют проблемы. Несмотря на то, что эмульгированные кислоты являются популярными и эффективными, они требуют дополнительных добавок и специализированного оборудования и опыта, и могут плохо поддаваться контролю. Проблема с инкапсулированными кислотами состоит в том, что место и время высво
- 1 011194 бождения кислоты может быть трудно контролируемым. Высвобождение вызывается или физическим или химическим разрушением покрытия. Физическое повреждение инкапсулирующего материала, или недостаточное или неправильное покрытие во время изготовления, может вызвать преждевременное высвобождение кислоты.
Второй способ состоит в задержке образования кислоты. Тсшр1с1оп. с1 а1., ίη Нфйег рН Λοίά δΐίιηιιΙηΙίοη §у81ет8. 8РЕ рарег 7892, 1979, описали гидролиз сложных эфиров. таких как метилформиат и метилацетат. как генераторов кислоты «на месте» в месторождении. Они также описали реакцию аммониевой монохлоруксусной кислоты с водой для получения гликолевой кислоты и хлорида аммония в месторождении. Однако эти предшественники кислоты являются жидкостями, и эти реакции могут происходить очень быстро, как только предшественники кислоты вступят в контакт с водой. Третий способ стимулирования дифференциального травления состоит в разрыве с помощью вязкого некислотного флюида и последующем проникновении менее вязкой кислоты через вязкий флюид.
Имеется необходимость в способе для создания высокопроводимых разрывов на как можно большем протяжении разрыва без применения сложных работ и с одновременным ограничением объема требующейся кислоты, и минимизацией контакта между сильной кислотой и компонентами скважины и околоскважинной области формации.
Сущность вариантов осуществления изобретения
Дается способ для создания разрыва в подземной формации, пройденной скважиной; способ включает в себя нагнетание флюида под давлением выше давления разрыва, который содержит частицы твердого предшественника кислоты, и частицы инертного твердого вещества, которое может прикрепляться к одной или обеим поверхностям разрыва и которое может подавлять взаимодействие кислоты с формацией там, где происходит контакт с поверхностью или поверхностями разрыва, и позволять по меньшей мере части твердого предшественника кислоты подвергаться гидролизу. Флюид необязательно может содержать загуститель. Твердый предшественник кислоты выбирается из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими гидрокси-, карбоксилкислото- или гидроксикарбоксилкислотосодержащими компонентами, сополимеров молочной кислоты с другими гидрокси-, карбоксилкислото- или гидроксикарбоксилкислотосодержащими компонентами, полимеров 3гидропропионовой кислоты и смесей этих материалов. Особенно подходящим твердым предшественником кислоты является полимолочная кислота и полигликолевая кислота. Частицы твердого предшественника кислоты и инертные частицы имеют формы, выбираемые из капель, лент, пластин, волокон и смесей, и могут иметь одинаковую форму или разные формы и размеры. Твердый предшественник кислоты может быть покрыт или инкапсулирован для задержки растворения/гидролиза. Необязательно инертные твердые частицы разлагаются после реакции растворяющего вещества. Примерами подходящих инертных твердых частиц являются пластик, стекло, полиакриламид, фенолформальдегидный полимер, нейлон, воск, натуральный каучук, вермикулит, органические семена, органические скорлупы, слюда, целлофановые хлопья, крахмал, каменная соль, бензойная кислота, металлы, нафталин и их смеси.
В другом варианте осуществления флюид может дополнительно содержать агент, способный растворять по меньшей мере один компонент упомянутого состава. Примерами растворяющего агента являются соляная кислота, муравьиная кислота, уксусная кислота, молочная кислота, сульфаминовая кислота, яблочная кислота, винная кислота, малеиновая кислота, метилсульфаминовая кислота, хлоруксусная кислота, аминополикарбоксильные кислоты, 3-гидроксипропионовая кислота, полиаминополикарбоксильные кислоты, их соли и их смеси, бисульфатные соли, также как и скрытые или замедленные кислотные системы, включающие эмульгированные, инкапсулированные, загущенные, или химически замедленные (запирающий барьер) образующие кислоты.
Другим вариантом осуществления является способ образования разрыва в подземной формации, пройденной скважиной, путем нагнетания, под давлением выше давления разрыва, флюида, который содержит частицы двух или более чем двух твердых предшественников кислот, которые гидролизуются и растворяются с образованием кислоты с разными скоростями; частицы твердого предшественника кислоты, которые медленнее гидролизуются и растворяются, могут прикрепляться к одной или обеим поверхностям разрыва и ингибировать реакцию кислоты с формацией там, где они прикрепились к поверхности разрыва. Флюид может содержать загуститель. Два или более двух твердых предшественников кислот могут иметь два или более двух различных составов или два или более двух различных размеров или отношений площади поверхности к объему. Один или оба твердых предшественников кислот могут быть покрыты или инкапсулированы для задержки растворения/гидролиза. В еще одном варианте осуществления этот флюид может также содержать частицы инертного твердого вещества, которое может прикрепляться к одной или обеим поверхностям разрыва и ингибировать реакцию кислоты с формацией там, где они прикрепились к поверхности разрыва. В еще одном варианте осуществления этот флюид может также содержать вещество, способное растворять по меньшей мере один из компонентов состава, например, соляную кислоту, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, сульфаминовую кислоту, яблочную кислоту, винную кислоту, малеиновую кислоту, метилсульфамино
- 2 011194 вую кислоту, хлоруксусную кислоту, аминополикарбоксильные кислоты, 3-гидроксипропионовую кислоту, полиаминополикарбоксильные кислоты, их соли и/или смеси этих кислот.
Еще один вариант осуществления является составом, содержащим частицы твердого предшественника кислоты и частицы инертного твердого вещества, которое может прикрепляться к одной или обеим поверхностям разрыва в подземной формации и ингибировать реакцию кислоты с формацией там, где они прикрепились к поверхности разрыва. Другим вариантом осуществления является состав, содержащий частицы двух или более чем двух твердых предшественников кислоты, которые гидролизуются и растворяются для получения кислоты с различными скоростями.
Краткое описание чертежей
Фигура показывает схематичный вид разрыва, который создается в присутствии инертного маскирующего материала.
Подробное описание вариантов осуществления изобретения
Новый способ кислотного разрыва использует твердый предшественник кислоты в качестве главного источника кислоты, необязательно в качестве единственного источника растворяющего формацию вещества, и необязательно в присутствии частиц твердого инертного вещества, которые выступают в роли маскирующего средства для ингибирования растворения одной или обеих поверхностей разрыва. Способ обеспечивает замедленное высвобождение кислоты и улучшенное дифференциальное травление поверхностей разрыва. Способ изобретения является особенно полезным а) в условиях высокого напряжения закрытия, Ь) если формация имеет низкое сопротивление сжатию или с) если литология формации является сильно однородной. Это является особенно полезным при кислотном разрыве карбонатов, в которых кислота обычно вступает во взаимодействие с формацией слишком быстро, так что перенос кислоты в точку взаимодействия становится ограничением по скорости, приводя к слишком сильному взаимодействию в некоторых локализованных областях и к слабому взаимодействию или его отсутствию где-либо еще. Оставшееся обсуждение будет посвящено в основном карбонатам. Способ может быть использован, но с меньшей пользой, для обработки песчаников, в которых кислота обычно вступает в реакцию очень медленно, так что скорость реакции является ограничением по скорости, приводя к слишком равномерной реакции и неадекватному дифференциальному травлению.
Отличными твердыми предшественниками кислоты являются твердые циклические димеры или твердые полимеры определенных органических кислот, которые гидролизуются при известных и регулируемых условиях температуры, времени и рН для образования органических кислот. Один пример подходящего 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). Другим примером является полимер молочной кислоты, иногда называемый полимолочной кислотой (или «РЬА»), или полилактатом или полилактидом. Другим примером является твердый циклический димер гликолевой кислоты (известный как «гликолид»), который имеет температуру плавления примерно 86°С. Еще одним примером является полимер гликолевой кислоты (гидроксиуксусной кислоты), также известной как полигликолевая кислота («РОА») или полигликолид. Другим примером является сополимер молочной кислоты и гликолевой кислоты. Эти полимеры и сополимеры являются сложными полиэфирами.
Компания СагдШ Όο\ν. МтипеФика, ΜΝ, И8А, производит твердый циклический димер молочной кислоты, называемый «лактидом», и из него производит полимеры молочной кислоты, или полилактаты, с различными молекулярными весами и степенями кристалличности, под общей торговой маркой ΝΑΤϋΚΕ^ΟΚΚδ™ РЬА. РЬА, поставляемые сейчас компанией СагдШ Όον, имеют молекулярные веса до примерно 100000, но, несмотря на это, любой полилактид (произведенный при помощи любого процесса любым производителем) и вещество любого молекулярного веса может быть использовано в вариантах осуществления изобретения. РЬА полимеры являются твердыми при комнатной температуре и гидролизуются водой с образованием молочной кислоты. Те, что поставляются компанией СатдШ Όον, обычно имеют температуру плавления кристаллов от примерно 120 до примерно 170°С, но доступными являются и другие. Поли(6,1-лактиды) производятся компанией Βίο-Ιηνί^οτ, Веутд аиб Ταίναη, с молекулярным весом до 500000. Компания Βίο-Ιηνί^οτ также поставляет полигликолевую кислоту (также известную как полигликолид) и различные сополимеры молочной кислоты и гликолевой кислоты, часто называемые «полиглактин» или поли(лактид-со-гликолид). Скорости реакций гидролиза всех этих материалов определяются молекулярным весом, кристалличностью (отношением кристаллического материала к аморфному), физической формой (размером и формой твердых частиц), и, в случае полилактида, количествами двух оптических изомеров. (Встречающийся в природе 1-лактид образует частично кристаллические полимеры; синтетический 61-лактид образует аморфные полимеры). Аморфные части являются более подверженными гидролизу по сравнению с кристаллическими частями. Меньшая молекулярная масса, меньшая кристалличность и большее отношение площади поверхности к массе вызывают более быстрый гидролиз. Гидролиз ускоряется при повышении температуры, при добавлении кислоты или щелочи, или при добавлении материала, который реагирует с продуктом(ами)гидролиза.
Гомополимеры могут быть более кристалличными; сополимеры стремятся быть аморфными, если они не являются блочными сополимерами. Степень кристалличности может регулироваться способом
- 3 011194 получения гомополимеров и способом получения и скоростью и распределением лактида и гликолида для сополимеров. Полигликодид может быть изготовлен пористой формы. Некоторые полимеры растворяются в воде очень медленно перед тем, как они гидролизуются.
Другие материалы, подходящие в качестве твердого предшественника кислоты, являются этими же полимерами гидроксиуксусной кислоты (гликолевой кислоты) с самой собой или с другими гидрокси-, карбоксилкислото- или гидроксикарбоксилкислотосодержащими компонентами, описанными в патентах США №№4848467; 4957165 и 4986355.
Твердые предшественники кислот могут быть произведены в различных твердых формах, включающих в себя, но ограничивающихся ими, волокна, пленки, ленты и пластины. Твердые предшественники кислот могут быть покрыты для замедления гидролиза. Подходящие покрытия включают в себя поликапролат (сополимер гликолида и эпсилон-капролактона) и стеарат кальция, причем оба являются гидрофобными. Сам по себе поликапролат гидролизуется медленно. Образование гидрофобного слоя на поверхности твердых предшественников кислот любыми способами задерживает гидролиз. Следует отметить, что покрытие здесь может означать инкапсуляцию или простое изменение поверхности путем химической реакции или путем образования или добавления тонкой пленки другого вещества. Другим подходящим способом задержки суспендирования твердого предшественника кислоты и высвобождения кислоты является взвешивание твердого предшественника кислоты, не обязательно с гидрофобным покрытием, в нефти (масле) или нефтяной (масляной) фазе эмульсии. Гидролиз и высвобождение кислоты не начнутся до тех пор, пока вода не войдет в контакт с твердым предшественником кислоты. Способы, используемые для задержки образования кислоты, могут быть использованы в соединении с включением твердых веществ, реакционноспособных по отношению к кислоте, для ускорения образования кислоты, потому что может потребоваться задержать образование кислоты, но затем быстро начать ее образование.
Несмотря на то что термин «кислота» обычно используется здесь для описания агентов, способных растворять компоненты формации, следует понимать, что другие активные флюиды (такие как хелатирующие агенты, например аминокарбоксильные кислоты, полиаминополикарбоксильные кислоты, и так далее) также могут быть использованы, и термин «кислота» предполагает включение таких веществ, когда он относится к растворяющему агенту или к компоненту растворяющего агента, даже если рН равен 7 или выше. (Однако в термине «предшественник кислоты» или при ссылке на продукт гидролиза/растворения, генерируемый предшественником кислоты, «кислота» означает карбоксильную кислоту (такую как молочная или гликолевая кислота)). Способ изобретения может быть по сути использован с любым растворяющим агентом (включая те, которые являются задержанными или замедленными (загущенными или эмульгированными)) для любой литологии подземной формации, обеспечивая только чтобы маскирующий агент (см. ниже) было выбрано подходяще инертным в растворяющем агенте (и не сильно влияло на его эффективность). Способ является особенно подходящим для использования с дорогими растворяющими агентами, поскольку способ увеличивает эффективность растворения и, тем самым, уменьшает количество необходимого растворяющего агента. С другой стороны, с помощью настоящего изобретения уменьшается необходимость в задержке или замедлении.
В вариантах осуществления изобретения растворяющие системы не предназначены для вступления в реакцию с некоторыми частями поверхности разрыва, в то время как они вступаю в реакцию и вытравливают другие части поверхности разрыва. Во время обработки части поверхности разрыва защищаются от растворения кислотой путем размещения барьера или маски на части поверхности разрыва. Этот процесс маскирования формации (похожий на процесс, выполняемый во время фотолитографии) защищает часть поверхности разрыва от растворения и в конечном счете оставляет поддерживающие «опоры», которые выступают в роли расклинивающего наполнителя при гидроразрыве и помогают держать разрыв открытым. Растворяющая система удаляет немного породы с любой части поверхности разрыва, которая не защищена маскирующим материалом. Путем балансирования маскированных и немаскированных областей вдоль поверхности разрыва создается высоко проводимый проток, использующий поддерживающие опоры для удержания разрыва открытым в способе, аналогичном «камерно-столбовому» руднику. Это приводит к образованию проводящего протока, даже если поток флюида и скорости реакции находятся в одном из режимов, в котором растворение поверхности разрыва иначе бы было сравнительно равномерным. Маскирующие частицы также выступают в роли добавки для уменьшения потерь флюида для уменьшения необходимого объема разрывающего/растворяющего флюида.
Обычно в разрывающих обработках нагнетание флюида перед основной обработкой применяется для расширения. Буферный флюид обычно используется в настоящем изобретении для гарантии достаточной ширины разрыва для входа в него твердого маскирующего агента, но, необязательно, оператор может пропустить стадию буферного флюида и поместить маскирующий материал непосредственно в подготовленную кислоту, которая имеет достаточную вязкость для расширения и взвешивания маскирующего материала. Буферный флюид может быть любым вязким флюидом, например полимером, сшитым полимером, вязкоупругие поверхностно-активные жидкости (УЕ8) и пена, и может сама содержать растворяющий формацию материал и/или стабилизатор глин.
В одном варианте осуществления используются два разных твердых предшественника кислот, ко
- 4 011194 торые гидролизуются и растворяются с разной скоростью. Частицы этих материалов взвешиваются в разрывающем флюиде, необязательно с загустителем, и нагнетаются в формацию под давлением разрыва. На ранних стадиях обработки один из этих двух материалов генерирует кислоту, в то время как другое выступает в роли инертного маскирующего вещества. На поздних стадиях второй материал также генерирует кислоту. Разница в скорости реакции может управляться разными способами. Два материала могут быть химически разными; одно может быть покрыто замедляющим гидролиз материалом; одно может включать ускоряющим гидролиз материалом; оба могут иметь разные размеры и/или формы, имея, таким образом, различные площади поверхностей, доступных для водной составляющей флюида; или может быть использована комбинация этих способов.
Например, волокна полимолочной кислоты (РЬА) (например, имеющие диаметр примерно 12 мкм и длину примерно 6 мм и нагнетающиеся в концентрации примерно 50 фунтов/1000 галлонов (примерно 6 г/л)) и гранулы (например, имеющие диаметр примерно 800 мкм и нагнетающиеся в концентрации примерно 0,5 кг/л (примерно 4 фунта на галлон флюида) могут быть закачаны вместе. Волокна имеют свойство располагаться вдоль потока и, когда поток останавливается, они стремятся остаться расположенными в направлении желаемого будущего потока: от конца разрыва к скважине. Волокна также стремятся заставить гранулы агрегироваться и концентрироваться в некоторых областях разрыва больше, чем в других. После нагнетания волокна гидролизуются/растворяются быстрее вследствие того, что они имеют большее отношение площади поверхности к объему, в результате чего маска травления каналов получается ориентированной от конца разрыва к скважине. Позднее, гидролизуются/растворяются гранулы, оставляя локализованные области с более глубоким травлением. Могут использоваться другие комбинации форм, или просто разные размеры одной формы, и разные результаты травления. В этом варианте осуществления общее количество твердого предшественника кислоты или смеси, используемой на единицу площади создаваемого разрыва, зависит, среди прочих факторов, от температуры и требующегося количества кислоты. Предпочтительный диапазон концентрации лежит между примерно 0,42 и примерно 5 фунт/галлон (между примерно 0,05 и 0,6 кг/л). Наиболее предпочтительный диапазон находится между 0,83 и примерно 2,5 фунт/галлон (между примерно 0,1 и примерно 0,3 кг/л). Должно быть уделено внимание предотвращению образования перемычек (экранирования) твердого материала, если этого не требуется в некоторых точках; специалист в данной области техники должен знать, что для заданной формы частицы, скорости потока, свойств породы и так далее, существует концентрация, которая может быть рассчитана специалистом в данной области техники, выше которой могут образовываться перемычки.
Ускорители и замедлители для гидролиза/растворения твердых предшественников кислот были описаны в публикации заявки на патент США №2004/0152601. Ускоряющие агенты быстро взаимодействуют с твердым предшественником кислоты и вызывают удаление небольшого количества вещества с поверхности твердого предшественника кислоты. Теоретически не ограничено, но предполагается, что при нарушении нетронутой поверхности твердого предшественника кислоты путем удаления материала, последующее растворение дополнительного материала с этой поверхности происходит легче. Один предшественник кислоты может быть ускорителем для другого, например РСА ускоряет гидролиз РЬА.
Примеры ускорителей включают в себя, но не ограничены ими, гидроксид магния, карбонат магния, доломит (карбонат магния-кальция), карбонат кальция, гидроксид алюминия, оксалат кальция, фосфат кальция, метафосфат алюминия, натрий-цинк-калий полифосфатное стекло и натрий-кальциймагний полифосфатное стекло. Растворение твердого предшественника кислоты при кислотном разрыве может быть ускорено путем добавления определенных растворимых жидких добавок. Такими ускорителями могут быть кислоты, щелочи, или источники кислот или щелочей. Они особенно полезны при низких температурах (например, ниже 135°С), при которых твердые предшественник кислоты гидролизуются медленно, относительно времени, через которое оператор захочет перевести скважину в эксплуатационный режим после обработки разрывом. Не ограничивающие примеры таких растворимых жидких добавок, которые гидролизуются для высвобождения органических кислот, являются сложные эфиры (включающие циклические сложные эфиры), сложные диэфиры, ангидриды, лактоны и амиды. Состав этого типа и достаточного количества, который гидролизуется с приемлемой скоростью для температуры формации и рН разрывающего флюида, легко определяется для заданной обработки путем простых лабораторных опытов по гидролизу. Другими подходящими растворимыми жидкими добавками являются простые щелочи. (Они называются «жидкими» потому, что на практике проще и безопаснее добавлять их в разрывающий флюид в виде водных растворов, чем в твердом виде). Подходящими щелочами являются гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид аммония. Другими подходящими растворимыми жидкими добавками являются алкоголяты, водорастворимые карбонаты и бикарбонаты, спирты, такие как, но не ограничены ими, метанол и этанол, алканоламины и органические амины, такие как моноэтаноламин и метиламин. Другими подходящими растворимыми жидкими добавками являются кислоты, такие как, но не ограниченные ими, соляная кислота, плавиковая кислота, дифторид аммония, муравьиная кислота, уксусная кислота, молочная кислота, гликолевая кислота, аминополикарбоксильная кислоты (такие как, но не ограниченные ими, гидроксиэтилиминодиуксусная кислота), полиаминополикарбоксильные кислоты (такие как, но не ограниченные ими, гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота), соли, включающие в себя неполные соли, органических кислот (например, аммониевые, калиевые или на
- 5 011194 триевые соли), и смеси этих кислот или солей. Органические кислоты могут быть использованы в виде их солей. В случае, когда едкая кислота может контактировать с подверженным коррозии металлом, добавляются ингибиторы коррозии. Некоторые твердые предшественники кислот, такие как РЬЛ, могут быть получены от поставщика с малыми количествами соответствующих свободных кислот (в данном случае молочная кислота), попадающих в них при производстве. В следствие этого, частица РЬЛ, содержащая молочную кислоты, гидролизуется/растворяется быстрее, чем другая идентичная частица, не содержащая молочную кислоту.
Другим важным вариантом осуществления изобретения является использование частиц твердого предшественника кислоты с частицами инертного маскирующего материала, отличного от другого твердого предшественника кислоты. Маскирующий материал будет называться «инертным», если он не растворяется растворяющим формацию агентом (или другими позднее закачанными флюидами или флюидами формации) за время большее, чем время, за которое растворяющий формацию флюид активно растворяет формацию. Маскирующий материал будет называться «постоянно инертным», если он не растворяется растворяющим формацию агентом (или другими позднее закачанными флюидами или флюидами формации) на протяжении, по меньшей мере, всего времени использования разрыва (например, как части протока нагнетания или добычи), без ремедиации. Термин «инертный» будет использоваться здесь для обозначения и «инертного» и «постоянно инертного», если это не будет определено по-другому. Маскированные, не вступившие в реакцию места являются по-настоящему опорами, если они полностью простираются поперек ширины получившегося разрыва. Действительно, поскольку не все маски растворились и некоторые из них попали между поверхностями разрыва, или если поверхности разрыва сместились навстречу друг другу после исчезновения маски, то маска привела к тому, что поверхности разрыва прореагировали меньше там, где маска была расположена. Если большинство или все маски растворились, но поверхности разрыва не сместились навстречу друг другу после растворения масок (движение уже произошло), часть поверхности разрыва, где была маска, является более узкой, чем части, которые не были маскированы, и эти части по-прежнему образуют проток. Использование либо инертного, либо постоянно инертного материала зависит от многих факторов, включающих в себя, но не ограниченных ими, стоимостями и доступностью маскирующих материалов, насколько твердой или мягкой является формация, насколько твердой или мягкой является маскирующий материал, и вероятность миграции мелких частиц.
Имеется несколько форм частиц, которые используются в изобретении для инертных материалов, например, но не ограничены ими, гранулы, волокна, пластины или ленты, и другие формы. Размеры частиц могут быть одинаковыми или могут быть в целом однородными. Могут использоваться смеси форм и размеров. Могут использоваться смеси инертных частиц и постоянно инертных частиц.
В одном варианте осуществления, особенно полезном для создания поддерживающих опор в карбонатах, опоры для поддержки открытого протравленного разрыва создаются путем закачивания мягких деформируемых частиц в замедленной кислоте. Эти деформируемые частицы становятся маскирующим веществом после того, как разрыв сомкнётся на них. Маскирующий материал покрывает часть поверхностей разрыва и препятствует реакции кислоты с этой частью поверхностей разрыва. Непрореагировавшие поверхности разрыва образуют маленькие опоры, способные держать открытым протравленный разрыв. Открытая часть разрыва является почти бесконечно проводимой.
В одном варианте осуществления размещение маскирующего материала достигается на ранних стадиях процесса травления или даже до начала процесса травления. Если кислота (или растворяющий формацию агент) начинает взаимодействовать до того, как маски займут свои места, или завершается, то эффективность финального процесса маскирования может быть уменьшена и открытое протравленное пространство может быть уменьшено из-за того, что некоторое количество растворяющего вещества было израсходовано на более равномерное удаление некоторого количества породы во время начального растворения. Таким образом, размещение маскирующего материала с относительно нереакционноспособным веществом, таким как сильно замедленная кислота, или кислота, которая генерируется по месту (например, задержанная) может быть выгодным. Размещение маски до растворения может не всегда быть необходимо, например, это может не быть необходимым в околоскважинной области разрыва, где разрыв может контактировать с чрезмерным количеством кислоты во время операции разрыва. Некоторое растворение может происходить до размещения маски, но некоторое растворение должно происходить после размещения маски.
Инертные частицы могут находиться в различных формах, включающих, но не ограничивающих, волокна, гранулы, пленки, ленты, пластины и смеси этих форм. Если используется смесь, то размеры частиц отдельных компонентов смеси могут быть одинаковыми или разными. Могут использоваться почти любые размеры частиц. Важнейшие факторы включают в себя:
а) совместимость оборудования, Ь) генерируемую ширину разрыва, и с) требуемую скорость и время растворения формации. Предпочтительными размерами являются приблизительно размеры расклинивающих наполнителей и добавок для снижения потери флюида, чтобы операторы имели оборудование и опыт, подходящие для этих размеров.
В одном варианте осуществления отличными частицами, используемыми для создания маскирую
- 6 011194 щей области, являются мягкие деформируемые материалы, такие как (но не ограниченные ими) мягкие пластмассы, воск, натуральный или синтетический каучук, вермикулит, органические семена или скорлупа, полиакриламид, фенолформальдегидный полимер, нейлон, крахмал, бензойная кислота, металлы или нафталин. Эти материалы прикрепляются к одной или обеим поверхностям разрыва после их деформации, даже если изначально они были в форме гранул. Деформация маскирующего материала увеличивает эффективность маскирующего процесса путем создания большей площади покрытия при закрытии разрыва. Давление закрытия разрыва сдавливает деформируемую частицу в уплощенный блинообразный материал, который в итоге покрывает и защищает большую площадь поверхности разрыва. Такие мягкие деформируемые маскирующие материалы часто не являются постоянно инертными и стремятся испортиться и полностью разрушиться с течением времени. Это минимизирует закупоривание или ухудшение пропускной способности разрыва после того, как работа будет завершена.
Пластинчатые материалы или частицы, имеющие очень большое отношение размеров (например, слюда, целлофановые хлопья, и так далее) так же являются эффективными из-за того, что они покрывают относительно большую площадь поверхности разрыва. Если эти материалы много тоньше, чем ширина разрыва, то они являются эффективными только на одной поверхности разрыв и, тем самым, обеспечивают только приблизительно половину общей поддерживаемой ширины разрыва. Чтобы эти материалы прикреплялись к поверхности разрыва, необходимо чтобы они были либо гибкими, либо частицы имели размеры по длине и ширине, которые являются маленькими относительно изначальной неровности поверхности разрыва. На практике, материалы, имеющие эту форму трудно использовать из-за проблем размещения во время закачивания.
Частицы недеформируемых материалов (таких как стекло, слюда и соли) имеют формы, которые позволяют большим площадям частиц прикрепляться к поверхностям разрыва. Подходящие формы включают в себя пластины и хлопья. Гранулы недеформируемых материалов, таких как обычный песок и керамические расклинивающие наполнители, могут не подходить, из-за того, что они контактируют с очень малой площадью поверхности разрыва. (Обычно расклинивающий наполнитель не используется при кислотном разрыве, тем не менее, это может быть, и такое использование будет входить в объем изобретения).
В другом варианте осуществления, для создания больших опорных структур может потребоваться закачивать порции маскирующих частиц с кислотой так, чтобы маскирующие частицы создавали большие поддерживающие опоры. То есть, концентрация инертных маскирующих частиц в разрывающем флюиде может изменяться во время обработки и может даже быть нулевой во время части обработки. Точно так же, отношение частиц твердого предшественника кислоты и инертных частиц может изменяться для создания больших опорных структур.
Обработки необязательно сопровождаются недорогими водными разрывами, в которых низкая концентрация, например, примерно 0,05 кг/л, инертного материала накачивается с высокой скоростью, например, до примерно 3500 л/мин или больше, с небольшим количеством загустителя или без него. Необязательно они также проводятся, как проводятся более традиционные обработки, с загустителями и большей концентрацией инертных маскирующих частиц, например до примерно 0,6 кг/л, инертного материала или смеси. Загустители являются полимерами или вязкоупругими поверхностно активными веществами, обычно используемыми при разрыве, разрыве-набивке и гравийной набивке. Более низкая плотность многих типов инертных частиц относительно плотности обычных расклинивающих наполнителей является преимущественной, поскольку загустителя требуется меньше. Кислота обычно также выступает в роли разрушителя загустителя, улучшая, таким образом, очистку и компенсируя любое повреждение, которое в противном случае может быть сделано загустителем. (Известно, что кислоты повреждают или разрушают многие синтетические полимеры и биополимеры, используемые для вязких буровых, завершающих и стимулирующих флюидов. Также известно, что кислоты повреждают или разрушают как мицелярные/визикуловые структуры, образованные многими вязкоупругими поверхностноактивными веществами, так в некоторых случаях и сами поверхностно-активные вещества).
Количество инертных частиц, используемых на единицу площади создаваемого разрыва, зависит среди прочих факторов от механических свойств формации, ширины протравленного разрыва, ширины гидравлического разрыва, вязкости несущего флюида, плотности частиц. С помощью балансирования маскированных и немаскированных площадей вдоль одной или обеих поверхностей разрыва создаются высокопроводимые протоки, использующие поддерживающие опоры для того, чтобы держать открытым разрыв в способе, аналогичном «камерно-столбовому» руднику. Предпочтительный диапазон концентрации находится между примерно 0,42 и примерно 5 фунт/галлон (между примерно 0,05 кг/л и примерно 0,6 кг/л). Наиболее предпочтительный диапазон находится между примерно 0,83 и примерно 2,5 фунт/галлон (между примерно 0,1 и примерно 0,3 кг/л). Должно быть уделено внимание предотвращению образования перемычек (экранирования) твердого материала, если этого не требуется в некоторых точках; специалист в данной области техники должен знать, что для заданной формы частицы, скорости потока, свойств породы и так далее, существует концентрация, которая может быть рассчитана специалистом в данной области техники, выше которой могут образовываться перемычки.
Способ изобретения может быть использован с любым растворяющим агентом для любой литоло
- 7 011194 гии, но наиболее выгодно он используется в карбонатах. В качестве неограничивающего примера, очень часто используются соляная кислота, уксусная кислота, их смеси и тому подобное; хелатирующие агенты, такие как гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота (ΗΕΌΤΆ) и гидроксиэтилиминодиуксус ная кислота (ΗΕΙΌΑ), также могут быть использованы, особенно подкисляемые соляной кислотой.
Публикация заявки на патент США №2003/0104950 описывает особенно эффективный растворяющий агент, который может быть использован в настоящем изобретении, и который составлено из одного или обоих вариантов:
a) кислота выбирается из одной или более соляной, серной, фосфорной, плавиковой, муравьиной, уксусной, борной, лимонной, яблочной, винной и малеиновой кислот и смесей этих кислот; и
b) аминополикарбоксилкислотное хелатирующее вещество, выбранное из одной или более этилендиаминтриуксусной кислоты (ΕΌΤΑ), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусной кислоты (ΗΕΌΤΑ), диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ΌΤΡΑ), гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты (ΗΕΙΌΑ), нитрилтриуксусной кислоты (ΝΤΑ), и их К, Ыа, ΝΗ4 или аминовых солей. Плавиковая кислота или фтористо-водородные предшественники обычно не используются, но если фтор присутствует, то формация предпочтительно предварительно промывается, как это хорошо известно, для предотвращения выпадения фторидов, если не имеется большого количества хелатирующих агентов в растворяющем агенте.
Кислотный разрыв обычно предпринимается для обеспечения улучшенных протоков для добычи углеводородов, но способ является одинаково удобным в скважинах для добычи других флюидов (таких как вода или гелий) или для нагнетающих скважин (например, улучшенного извлечения нефти или для размещения).
Пример 1.
Фигура показывает схематичный вид того, как будет выглядеть разрыв, созданный по способам изобретения. Разрыв (4) в формации (2) содержит области (6), которые не являются открытыми для течения флюида. Эти области находятся там, куда попадает инертный или маскирующий реакцию материал после закрытия разрыва. В этих местах поверхность разрыва защищается от растворяющего формацию агента.
Пример 2.
А) Нижеприведенное является типичным планом работ, которые могут использоваться для обычной обработки смесью волокон твердого предшественника кислоты и гранул твердого предшественника кислоты. Основным флюидом является 2,4 г/л циркония, сшитого ΟΜΗΡΟ.
| Стадия | Скорость | Основной флюид | Объем стадии | Гранулы твердого предшественника кислоты | Гранулы твердого предшественника кислоты | Волокна твердого предшественника кислоты | Волокна твердого предшественника кислоты |
| кл/мин | КЛ | кг/л | кг | г/л | кг | ||
| буфер | 3, 98 | Σ-СМНРС | 159 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 1 | 3, 98 | ζ-смнре | 11,4 | 0,06 | 680 | 2,4 | 27 |
| 2 | 3, 98 | Ζ-СМНРС | 11,4 | 0,12 | 1361 | 2,4 | 27 |
| 3 | 3, 98 | 2-СМНР6 | 11,4 | 0, 18 | 2041 | 4,8 | 54 |
| 4 | 3, 98 | Ζ-СМНРС | 11,4 | 0,24 | 2722 | 4,8 | 54 |
| 5 | 3, 98 | Ζ-СМНРС | 11,4 | 0, 30 | 3402 | 7,2 | 82 |
| 6 | 3, 98 | ζ-смнрс | 11,4 | 0, 36 | 4082 | 7,2 | 82 |
| 7 | 3, 98 | Ζ-СМНРС | 11,4 | 0, 42 | 4763 | 9,6 | 109 |
| 8 | 3, 98 | Ζ-СМНРС | 11, 4 | 0,48 | 5443 | 9,6 | 109 |
| Про- мывка | 3, 98 | Вода | 46, 5 | 0 | 0 | 0 | 0 |
В) Нижеприведенное является типичным планом работ, которые могут использоваться для обычной обработки гранулами твердого предшественника кислоты и инертным маскирующим материалом. Основным флюидом является 4,2 г/л гуар, сшитый борной кислотой.
| Стадия | Скорость | Основной флюид | Объем стадии | Гранулы твердого предшественника кислоты | Гранулы твердого предшественника кислоты | Инертный маскирующий материал | Инертный маскирующий материал |
| кл/мин | кл | кг/л | кг | кг/л | кг | ||
| буфер | 6, 36 | В-Сиаг | 75,7 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 1 | 6,36 | В-Сиаг | 18,9 | 0,06 | 1134 | 0,012 | 227 |
| 2 | 6,36 | В-Сиаг | 18, 9 | 0,12 | 2268 | 0,024 | 454 |
| 3 | 6, 36 | В-Сиаг | 18, 9 | 0,18 | 3402 | 0,036 | 680 |
| 4 | 6, 36 | В-Оиаг | 18, 9 | 0,24 | 4536 | 0, 048 | 907 |
- 8 011194
| 5 | 6,36 | В-Еиаг | 18,9 | 0,30 | 5670 | 0,060 | 1134 |
| 6 | 6, 36 | В-Сиаг | 18,9 | 0,36 | 6804 | 0,072 | 1361 |
| 7 | 6,36 | В-Оиаг | 18, 9 | 0,42 | 7938 | 0, 084 | 1588 |
| 8 | 6,36 | В-биаг | 18, 9 | 0,48 | 9072 | 0, 096 | 1814 |
| промывка | 6,36 | вода | 46,5 | 0 | 0 | 0 | 0 |
С) Ниже приведенное является типичным планом работ, которые могут использоваться для обычной обработки смесью волокон твердого предшественника кислоты, гранул твердого предшественника кислоты и инертного маскирующего материала. Основным флюидом является 4,2 г/л гуар, сшитый борной кислотой.
| Стадия | Скорость | Основной флюид | Объем стадии | Гранулы твердого предшественника | Гранулы твердого предшественника | Волокна твердого предшественника кислоты | Волокна твердого предшественника кислоты | Инертный маскирующий материал | Инертный маскирующий материал |
| кл/ыин | кл | кг/л | Кг | г/л | кг | кг/л | кг | ||
| буфер | 6, 36 | в-с | 75,7 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 1 | 6,36 | в-с | 18, 9 | 0,06 | 1134 | 2,4 | 45,4 | 0, 012 | 227 |
| 2 | 6, 36 | в-с | 18, 9 | 0,12 | 2268 | 2,4 | 45, 4 | 0, 024 | 454 |
| 3 | 6, 36 | в-с | 18, 9 | 0,18 | 3402 | 4,8 | 91 | 0,036 | 680 |
| 4 | 6, 36 | в-с | 18,9 | 0,24 | 4536 | 4,8 | 91 | 0,048 | 907 |
| 5 | 6,36 | в-с | 18, 9 | 0, 30 | 5670 | 7,2 | 136 | 0,060 | 1134 |
| 6 | 6,36 | в-с | 18, 9 | 036 | 6804 | 7,2 | 136 | 0,072 | 1361 |
| 7 | 6,36 | в-с | 18, 9 | 0, 42 | 7938 | 9Г б | 181 | 0, 084 | 1588 |
| 8 | 6, 36 | в-с | 18,9 | 0, 48 | 9072 | 9,6 | 181 | 0,096 | 1814 |
| промывка | 6,36 | вода | 46, 5 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Пример 3.
Пакет, который являлся смесью гранул полимолочной кислоты и резиновых шариков, был помещен между концами двух карбонатных кернов. Оба керна были насыщены 2% рассолом КСЬ, и небольшое количество воды было добавлено в пакет для уменьшения количества воздуха, попавшего в пакет. Полная комбинация пакета и кернов нагревалась до 135°С в течение 4 ч. После разборки и обследования поверхностей кернов, можно было видеть, что имелись участки, где скопились резиновые шарики; эти области не были протравлены, но остальная часть поверхности была протравлена.
Пример 4.
Следуя той же процедуре, что использовалась выше в примере 3, два карбонатных керна были помещены в ячейку с гранулами полимолочной кислоты и воды. Шестигранная головка железного болта помещается между поверхностями двух кернов. После того как гидролизуются гранулы полимолочной кислоты, керны исследуются. Площадь, где была помещена головка болта, была не затронута кислотой, в то время как остальная поверхность была протравлена.
Claims (9)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ образования разрыва в подземной формации, пронизанной скважиной, и селективного травления по меньшей мере одной поверхности разрыва, включающий этапы, на которых:a) нагнетают под давлением выше давления разрыва флюид, содержащий частицы одного или более твердых предшественников кислоты, и инертные частицы из деформируемого или листового материала, при этом упомянутые инертные частицы способны прикрепляться к одной или обеим поверхностям указанного разрыва и ингибировать взаимодействие кислоты с формацией в месте крепления к поверхности разрыва, иb) выдерживают твердые частицы предшественника кислоты в условиях, выбранных из повышенной температуры и рН, что приводит к гидролизу по меньшей мере части упомянутых одного или более твердых предшественников кислоты, при этом протравленные части поверхности разрыва не защищены барьером из инертных частиц.
- 2. Способ по п.1, где упомянутый твердый предшественник кислоты выбирают из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими гидрокси-, карбоксилкислото- или гидроксикарбоксилкислотосодержащими компонентами, сополимеров молочной кислоты с другими гидрокси-, карбоксилкислото- или гидроксикарбоксилкислотосодержащими компонентами и их смесей.
- 3. Способ по любому из пп.1-2, где, по меньшей мере, некоторые из упомянутых частиц твердого предшественника кислоты имеют покрытие для затруднения гидролиза.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, где упомянутые инертные частицы выбирают из пластика, стекла, полиакриламида, фенолформальдегидного полимера, нейлона, воска, натурального каучука, синтетического каучука, вермикулита, органических семян, слюды, целлофановых хлопьев, крахмала, бензойной кислоты, металлов, нафталина и их смесей.- 9 011194
- 5. Способ по любому из пп.1-4, где формы по меньшей мере одного из различных типов частиц отличаются от форм других типов частиц.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, где количество по меньшей мере одного из различных типов частиц изменяют во время нагнетания.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, где упомянутый флюид дополнительно содержит агент, который способен растворять по меньшей мере один компонент упомянутой формации, и выбран из соляной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, молочной кислоты, гликолевой кислоты, сульфаминовой кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, метилсульфаминовой кислоты, хлоруксусной кислоты, аминополикарбоксильных кислот, полиаминополикарбоксильных кислот, 3гидроксипропионовой кислоты, их солей и/или их смесей.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, где два или больше чем два твердых предшественников кислот различаются в одном или больше чем в одном свойстве, выбранном из размера, формы, площади поверхности, состава и скорости гидролиза.
- 9. Состав флюида для гидравлического разрыва подземной формации и селективного травления по меньшей мере одной поверхности разрыва, содержащий частицы твердого предшественника кислоты, инертные частицы, из деформируемого или листового материала, при этом упомянутые инертные частицы способны прикрепляться к одной или обеим поверхностям разрыва в подземной формации и ингибировать реакцию кислоты с упомянутой формацией в месте крепления к поверхности разрыва и селективно протравливать по меньшей мере одну поверхность разрыва.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/941,384 US20060058197A1 (en) | 2004-09-15 | 2004-09-15 | Selective fracture face dissolution |
| PCT/IB2005/053001 WO2006030383A2 (en) | 2004-09-15 | 2005-09-13 | Selective fracture face dissolution |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700646A1 EA200700646A1 (ru) | 2007-08-31 |
| EA011194B1 true EA011194B1 (ru) | 2009-02-27 |
Family
ID=36034827
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700646A EA011194B1 (ru) | 2004-09-15 | 2005-09-13 | Избирательное растворение поверхности разрыва |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20060058197A1 (ru) |
| EP (1) | EP1797157B1 (ru) |
| AT (1) | ATE408660T1 (ru) |
| CA (1) | CA2577874C (ru) |
| DE (1) | DE602005009849D1 (ru) |
| EA (1) | EA011194B1 (ru) |
| NO (1) | NO20071405L (ru) |
| WO (1) | WO2006030383A2 (ru) |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7265079B2 (en) * | 2002-10-28 | 2007-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Self-destructing filter cake |
| US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7786051B2 (en) | 2006-12-07 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations |
| US8757259B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | 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 |
| US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US20080277112A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack |
| WO2008143544A1 (en) * | 2007-05-22 | 2008-11-27 | Schlumberger Canada Limited | Method of improving the conductivity of a fracture in the space between proppant pillars |
| US7431089B1 (en) | 2007-06-25 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations |
| 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 |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US7795189B2 (en) * | 2007-12-28 | 2010-09-14 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Zirconium-hydroxy alkylated amine-hydroxy carboxylic acid cross-linking composition for use with high pH polymer solutions |
| US7704927B2 (en) | 2008-05-06 | 2010-04-27 | Bj Services Company | Method of acid fracturing a sandstone formation |
| US20100004146A1 (en) * | 2008-07-02 | 2010-01-07 | Panga Mohan K R | Leak-Off Control Agent |
| US8293696B2 (en) * | 2009-02-06 | 2012-10-23 | Ecolab, Inc. | Alkaline composition comprising a chelant mixture, including HEIDA, and method of producing same |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| 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 |
| MX351788B (es) * | 2010-11-12 | 2017-10-30 | Schlumberger Technology Bv | Metodos para dar mantenimiento a pozos subterraneos. |
| WO2012064212A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
| MX336479B (es) | 2010-11-12 | 2016-01-21 | Schlumberger Technology Bv | Metodos para dar mantenimiento a pozos subterraneos. |
| 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 |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| 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 |
| CN106761546B (zh) | 2012-06-07 | 2020-05-08 | 株式会社吴羽 | 烃资源回收钻井工具和烃资源回收方法 |
| US20150240612A1 (en) * | 2012-09-13 | 2015-08-27 | Diankui Fu | Acid Fracturing With Shapeable Materials |
| US9840896B2 (en) * | 2012-09-21 | 2017-12-12 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Acid soluble abrasive material and method of use |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US9523268B2 (en) * | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
| 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 |
| WO2015171140A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
| WO2015200444A1 (en) | 2014-06-24 | 2015-12-30 | Saudi Arabian Oil Company | Encapsulation of an acid precursor for oil field applications |
| GB2542306B (en) | 2014-09-30 | 2021-07-28 | Halliburton Energy Services Inc | Solid acids for acidizing subterranean formations |
| CA2995680C (en) | 2015-09-30 | 2019-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, treatment fluids and systems for differential acidizing of a siliceous material |
| BR112018003973B1 (pt) * | 2015-09-30 | 2022-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Método para preparação de fluido de tratamento, e, método para estimular uma formação subterrânea |
| US11618849B2 (en) | 2016-06-24 | 2023-04-04 | Cleansorb Limited | Shale treatment |
| US10100245B1 (en) * | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
| CN112989716B (zh) * | 2021-02-05 | 2023-03-24 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 一种岩板人工裂缝酸刻蚀测试参数计算方法 |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| CN114891491B (zh) * | 2022-05-24 | 2023-05-23 | 西安石油大学 | 一种覆膜固体酸暂憋剂制备及其对应的暂堵造分支缝方法 |
| 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 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4267887A (en) * | 1979-02-22 | 1981-05-19 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean formations |
| WO2004038176A1 (en) * | 2002-10-28 | 2004-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Generating acid downhole in acid fracturing |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3480079A (en) * | 1968-06-07 | 1969-11-25 | Jerry H Guinn | Well treating methods using temperature surveys |
| US3481404A (en) * | 1969-02-03 | 1969-12-02 | Exxon Production Research Co | Sandstone acidizing process |
| US3548945A (en) * | 1969-02-03 | 1970-12-22 | Exxon Production Research Co | Method for acidizing siliceous formations |
| US3828854A (en) * | 1973-04-16 | 1974-08-13 | Shell Oil Co | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
| US4056146A (en) * | 1976-07-06 | 1977-11-01 | Halliburton Company | Method for dissolving clay |
| US4136739A (en) * | 1977-08-19 | 1979-01-30 | Exxon Production Research Company | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation |
| US4454917A (en) * | 1979-11-06 | 1984-06-19 | Carmel Energy, Inc. | Thermal acidization and recovery process for recovering viscous petroleum |
| US4526695A (en) * | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4552672A (en) * | 1984-06-21 | 1985-11-12 | Halliburton Company | Method and composition for acidizing subterranean formations |
| 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 |
| US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| CA2497728C (en) * | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5979556A (en) * | 1996-07-25 | 1999-11-09 | Union Oil Company Of California | Slow acidizing of geological formations |
| US5981447A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| 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 |
| US6432885B1 (en) * | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| US6394185B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
| US6439310B1 (en) * | 2000-09-15 | 2002-08-27 | Scott, Iii George L. | Real-time reservoir fracturing process |
| WO2003001030A1 (en) * | 2001-06-22 | 2003-01-03 | Bj Services Company | Fracturing fluids and methods of making and using same |
| US7427584B2 (en) * | 2001-10-25 | 2008-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Treating composition |
| US20040038176A1 (en) * | 2002-08-07 | 2004-02-26 | Hallows Dean Leighton Taylor | Dental instrument |
| US6780804B2 (en) * | 2003-01-24 | 2004-08-24 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Extended particle size distribution ceramic fracturing proppant |
| US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| US7308939B2 (en) * | 2005-03-09 | 2007-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using polymer-coated particulates |
| US7318474B2 (en) * | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
-
2004
- 2004-09-15 US US10/941,384 patent/US20060058197A1/en not_active Abandoned
-
2005
- 2005-09-13 DE DE602005009849T patent/DE602005009849D1/de active Active
- 2005-09-13 CA CA2577874A patent/CA2577874C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-13 WO PCT/IB2005/053001 patent/WO2006030383A2/en active IP Right Grant
- 2005-09-13 EA EA200700646A patent/EA011194B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-13 EP EP05801299A patent/EP1797157B1/en not_active Not-in-force
- 2005-09-13 AT AT05801299T patent/ATE408660T1/de not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-03-15 NO NO20071405A patent/NO20071405L/no not_active Application Discontinuation
-
2012
- 2012-08-02 US US13/565,542 patent/US20130192839A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4267887A (en) * | 1979-02-22 | 1981-05-19 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean formations |
| WO2004038176A1 (en) * | 2002-10-28 | 2004-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Generating acid downhole in acid fracturing |
| US20040106525A1 (en) * | 2002-10-28 | 2004-06-03 | Schlumberger Technology Corp. | Self-Destructing Filter Cake |
| US20040152601A1 (en) * | 2002-10-28 | 2004-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Generating Acid Downhole in Acid Fracturing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060058197A1 (en) | 2006-03-16 |
| WO2006030383A3 (en) | 2006-05-26 |
| DE602005009849D1 (de) | 2008-10-30 |
| EP1797157A2 (en) | 2007-06-20 |
| NO20071405L (no) | 2007-03-28 |
| WO2006030383A2 (en) | 2006-03-23 |
| CA2577874A1 (en) | 2006-03-23 |
| CA2577874C (en) | 2013-01-08 |
| EA200700646A1 (ru) | 2007-08-31 |
| EP1797157B1 (en) | 2008-09-17 |
| US20130192839A1 (en) | 2013-08-01 |
| ATE408660T1 (de) | 2008-10-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011194B1 (ru) | Избирательное растворение поверхности разрыва | |
| US7166560B2 (en) | Generating Acid Downhole in Acid Fracturing | |
| EA012531B1 (ru) | Способ разрыва формации с дифференциальным травлением поверхности разрыва | |
| US9284482B2 (en) | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine | |
| US7219731B2 (en) | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems | |
| US7540328B2 (en) | Solid sandstone dissolver | |
| CA2582275C (en) | Self-cleaning well control fluid | |
| EA010361B1 (ru) | Способ обработки подземного карбонатного пласта | |
| EP3853320B1 (en) | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material | |
| CA2636523C (en) | Acidic internal breaker system for viscoelastic surfactant fluids in brine | |
| US20230184075A1 (en) | Method to accelerate acid reactivity during reservoir stimulation | |
| MX2007002362A (es) | Disolución selectiva de la cara de la fractura | |
| MXPA06014861A (en) | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |
|
| 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 RU |