EA014342B1 - Способы и композиции для кислотной обработки в стволе скважины - Google Patents

Способы и композиции для кислотной обработки в стволе скважины Download PDF

Info

Publication number
EA014342B1
EA014342B1 EA200870184A EA200870184A EA014342B1 EA 014342 B1 EA014342 B1 EA 014342B1 EA 200870184 A EA200870184 A EA 200870184A EA 200870184 A EA200870184 A EA 200870184A EA 014342 B1 EA014342 B1 EA 014342B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
well
ester
polyester
hydrolysis
composition
Prior art date
Application number
EA200870184A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200870184A1 (ru
Inventor
Алан В. Мурхэд
Уилльям В. Шамвей
Бредли Л. Тодд
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of EA200870184A1 publication Critical patent/EA200870184A1/ru
Publication of EA014342B1 publication Critical patent/EA014342B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

Предложены усовершенствованные способы кислотной обработки и композиции, содержащие водный раствор одного или нескольких сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты или глицерина. Раствор можно подать в скважину, где сложные эфиры или полиэфиры подвергаются гидролизу. Гидролиз сложных эфиров или полиэфиров протекает медленнее, чем гидролиз нескольких других известных сложных эфиров, используемых для подкисления, таких как диэтиленгликольдиформиат, при температурах выше 60°С и даже выше 100°С. Таким образом, раствор для подкисления можно распределить практически по всей области скважины, где требуется кислотная обработка, до того, как гидролиз завершится, хотя и при сравнительно высоких температурах. Гидролиз может привести к медленному выделению кислоты, которая способна поглотить все или большую часть нежелательного вещества в скважине, например фильтрационной корки.

Description

Настоящее изобретение в целом относится к производству углеводородов и более конкретно к способам и композициям, используемым для регулируемой кислотной обработки в скважине путем подачи в скважину водного раствора, содержащего один или несколько сложных эфиров или полиэфиров оксикислот или глицерина, в тех местах, где необходимо подкисление.
Уровень техники изобретения
Следующие разделы содержат обсуждение, которое проясняется с помощью раскрытых в данной заявке инноваций, и любое обсуждение существующих, предлагаемых или возможных подходов в этом разделе о предпосылках создания изобретения не следует принимать за уровень техники изобретения.
Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземном пласте, можно добыть путем бурения скважин в пласте. Бурение скважин включает бурение в пласте при циркулировании в скважине буровой жидкости. При бурении скважин используют различные типы буровых жидкостей, называемых буровым растворами, такие как жидкости на основе минеральных масел и синтетических масел. Такие буровые жидкости обычно образуют на поверхности пласта тонкую фильтрационную корку, которая обеспечивает успешное бурение скважины и препятствует потере жидкости в подземном слое. В частях пласта, богатых углеводородами, часто применяют буровые жидкости, которые образуют фильтрационную корку из производных целлюлозы и крахмала и частиц карбоната кальция.
Добыча нефти из подземных пластов может осуществляться в несколько стадий. Первая стадия, называемая первичной стадией добычи, дает возможность нефти течь в скважину (или скважины) естественным путем. Во-первых, природных сил может быть достаточно для выхода нефти на поверхность, где ее собирают. Однако в некоторых местах для вытеснения нефти из скважины на поверхность необходимы насосы. Первичная стадия добычи обычно дает только примерно 5-15% нефти в коллекторе. Вторая операция по добыче обычно проводится для выделения дополнительных количеств нефти из коллектора. Вторая стадия, известная как заводнение пласта, включает накачку жидкости, такой как вода, в так называемую инжекционную скважину (или скважины) для подачи нефти из пласта в производственную скважину (или скважины). Вторичное заводнение дает дополнительно 50% начального запаса нефти в коллекторе. Для подачи оставшейся нефти из пласта в производственную скважину можно также использовать третью операцию по добыче, такую как третье заводнение. К сожалению, присутствие фильтрационной корки на поверхности подземного пласта может отрицательно влиять на поток жидкости через инжекционную и производственную скважины. Фильтрационная корка может закупоривать пористую структуру пласта. В случае инжекционных скважин, особенно при глубоководной добыче, закачиваемая жидкость обычно не вытекает обратно, увлекая за собой фильтрационную корку. Однако давление в насосах (например, давление разрыва пласта), требуемое для создания фильтрационной корки, может быть выше давления, необходимого для достижения хорошей откачки нефти.
Процедуру, известную как кислотная обработка, используют для удаления фильтрационной корки уже в течение века. В частности, целлюлозу, из которой сначала состояла фильтрационная корка, можно разрушить, добавляя к фильтрующему осадку кислоту. Считается, что первая процедура подкисления включает прямую закачку в скважину сильных минеральных кислот типа соляной кислоты (НС1). Однако из-за высокой реакционной способности такие сильные кислоты обычно быстро поглощаются, не успевая достичь области целевой обработки, где находится фильтрационная корка. Кроме того, такие кислоты высококоррозионны и действуют на металлические части скважин, вызывая их необратимое разрушение.
Для решения проблем, связанных с использованием только минеральных кислот, были предложены новые растворы для кислотной обработки. Например, один из таких растворов для обработки содержит соляную кислоту, эмульгированную в сырой нефти, так что водная фаза, т. е. раствор кислоты в воде, окружена непрерывной нефтяной фазой эмульгатора, что препятствует отрицательному действию кислоты на металлические части скважины. В одном из вариантов такого раствора для обработки использована высокая концентрация эмульгатора, с тем чтобы увеличить время существования стабильной эмульсии. Другой способ обработки включает удаление воды из мест контакта с металлическими частями скважины перед подачей газообразной НС1, абсорбированной в минеральном масле, которое практически не смешивается или не растворяется в воде, что изолирует металл в скважине от воздействия кислоты. В еще одном способе использованы как водная жидкость, так и неводная жидкость, способная поглощать или выделять кислоту при разбавлении водой. В частности, скважину можно заполнить нефтью для защиты металла от кислоты и затем накачать в пласт водную жидкость. Затем в скважину можно подать неводную жидкость, содержащую вещество, образующее кислоту. В другом растворе для обработки используют сложный эфир, например, полученный из глицерина, в качестве эмульгатора для растворения водной кислоты в масле. Для разрушения эмульсии и выделения кислоты сложный эфир подвергают гидролизу. В аналогичном растворе используют ангидрид кислоты, например уксусный ангидрид, в углеводородном носителе, который выделяет кислоту при реакции с водой. Другой раствор для обработки содержит безводную органическую кислоту, такую как муравьиная кислота, уксусная кислота или пропионовая кислота, в безводном углеводороде. К сожалению, такие кислоты, так же как минеральные кислоты, исчезают до того, как они достигают нужной области обработки.
Современный способ подкисления включает образование кислот в скважине путем действия фер
- 1 014342 ментов на соответствующие предшественники кислот. Однако этот способ ограничен устойчивостью конкретного фермента к нагреванию при температуре разложения предшественника кислоты. Высокотемпературная обработка сопровождается быстрым исчезновением кислоты и дезактивацией фермента, что приводит к слабому удалению фильтрационной корки. Поэтому необходимо хранить и обращаться с ферментами и предшественниками кислоты с осторожностью, для того чтобы избежать воздействия на них сравнительно высоких температур при нагревании и освещения солнечным светом. Другой способ включает синхронное выделение кислоты при понижении рН водного раствора, содержащего ортоэфир, до менее примерно 7. К сожалению, при повышенных температурах такое выделение может происходить за сравнительно короткий период времени. В еще одном способе, набирающем популярность, используют медленно протекающую во времени реакцию некоторых сложных эфиров, таких как диэтиленгликольдиформиат, в водном растворе с образованием кислоты, например муравьиной кислоты. Сложные эфиры, используемые для этой цели в настоящее время, гидролизуются со сравнительно низкой скоростью при температурах ниже 60°С. Однако при более высоких температурах эти эфиры гидролизуются слишком быстро и вся кислота расходуется прежде, чем водный раствор успеет соответствующим образом распределиться по фильтрационной корке. Таким образом, при реализации таких способов удаление фильтрационной корки может быть локализовано на соответственно малом участке, что приводит к преждевремнной потере генерирующей кислоту жидкости в порах, которые не были закупорены при таком локальном удалении фильтрационной корки. Поэтому желательно разработать способ подкисления, в котором реакция, приводящая к образованию кислоты, протекала бы сравнительно медленно в широком интервале температур, особенно при высоких температурах.
Сущность изобретения
Ниже кратко суммированы некоторые выводы и преимущества настоящей заявки. Однако необходимо отметить, что настоящая заявка может раскрыть много вариантов и не все положения данного раздела относятся во всем этим вариантам. Более того, все эти положения не ограничивают формулы изобретения.
Усовершенствованный раствор для кислотной обработки может содержать водную среду и один или несколько сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты или глицерина, и его можно подавать в скважину. В вариантах, в которых раствор содержит сложный эфир или полиэфир глицерина, раствор практически не содержит таких углеводородов, как нефть. Гидролиз таких эфиров или полиэфиров протекает медленнее, чем гидролиз других сложных эфиров, используемых для кислотной обработки, таких как диэтиленгликольдиформиат, при температурах выше 60°С и даже выше 100°С. Таким образом, усовершенствованный раствор для кислотной обработки может быть распределен практически по всей области скважины, где необходима кислотная обработка, до завершения гидролиза даже при сравнительно высоких температурах. Гидролиз может привести к медленному выделению кислоты, которая способна поглощать нежелательные вещества в скважине, например фильтрационную корку, без привязки к определенному месту. Кроме того, эта кислота может быть более сильной, чем кислота, образующаяся из диэтиленгликольдиформиата, т. е. муравьиная кислота.
Соответственно, применение сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты или глицерина в операциях кислотной обработки скважин может обеспечить удаление всей или большей части фильтрационной корки, присутствующей в скважине.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображен аппарат для гидролиза сложного эфира, использованного в приведенных ниже примерах.
Фиг. 2 иллюстрирует данные по гидролизу различных эфиров, описанных в тексте, и некоторых контрольных сложных эфиров в чистой воде при 100°С.
Фиг. 3 иллюстрирует данные по гидролизу различных ацетинов в воде с нейтральным рН при 100°С.
Фиг. 4 иллюстрирует данные по гидролизу бутилформиата и бутиллактата в воде с нейтральным рН при 100°С.
Фиг. 5 иллюстрирует данные по гидролизу этиллактата в воде с нейтральным рН и в различных соляных растворах при 100°С.
Фиг. 6 иллюстрирует данные по гидролизу метил-, этил-, пропил- и бутиллактата в воде с нейтральным рН при 100°С.
Подробное описание предпочтительных вариантов
Композиции для обработки скважин, в частности композиции для кислотной обработки скважин, могут включать воду в сочетании с (а) одним или несколькими сложными эфирами или полиэфирами оксикислоты, например молочной кислоты, и/или (Ь) одним или несколькими сложными эфирами или полиэфирами глицерина в отсутствие углеводородов типа нефти. Такие сложные эфиры или полиэфиры сравнительно хорошо растворяются в воде и способны гидролизоваться с образованием кислоты при температуре в интервале примерно 60-150°С. Например, эфиры молочной кислоты или полиэфиры выделяют при гидролизе молочную кислоту. Относительные количества сложных эфиров или полиэфиров и воды в композициях для обработки скважин могут быть эффективными для образования эффективного
- 2 014342 количества кислоты с целью удаления большей части или всех загрязнителей в скважине, таких как фильтрационная корка. В различных вариантах количество сложных эфиров или полиэфиров в водной композиции для обработки находится в интервале примерно 10-23 мас. или об. % от композиции.
Примеры сложных эфиров оксикислот или полиэфиров, пригодных для использования в композициях для обработки скважин, включают производные молочной кислоты: метиллактат, этиллактат, пропиллактат, бутиллактат, трилактин (сложный эфир молочной кислоты и глицерина) и их комбинации. Этиллактат считают особенно пригодным из лактатов из-за его способности к гидролизу в широком интервале температур, примерно 60-150°С, с особенно удобным периодом полупревращения при температурах примерно 80-140°С. Кроме того, этиллактат сравнительно дешев и доступен во всем мире, в то время как другие сложные эфиры обычно ограниченно доступны. Например, диэтиленгликольдиформиат доступен только в Европе и возможно в Африке. Примеры сложных эфиров или полиэфиров глицерина, пригодных для использования в композициях для обработки скважин, включают трипропионин (сложный эфир пропионовой кислоты и глицерина), трилактин и сложные эфиры уксусной кислоты и глицерина, такие как моноацетин, диацетин и триацетин.
Для определения периода полупревращения реакции гидролиза можно использовать разные комбинации сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты и/или глицерина.
Вода, содержащаяся в композициях для обработки скважин, может быть чистой (т.е. с нейтральным рН) или водой с солью. В различных вариантах вода может включать один или несколько соляных растворов, способных образовать композиции для обработки скважин со значениями рН в интервале примерно 6-3. Примеры таких соляных растворов включают растворы бромида натрия (№1Вг). хлорида кальция (СаС12), формиата натрия (ЫаСООН), формиата калия (КСООН), бромида кальция (СаВг2), хлорида калия (КС1), хлорида натрия (ЛаС1), хлорида цинка (ΖηΟΙ), бромида цинка (ΖπΒτ) и их комбинации. Выбор соляного раствора обычно определяется в первую очередь желательной массой жидкости.
В дополнительных вариантах композиции для обработки скважин для определения периода полупревращения в реакции гидролиза могут включать один или несколько сложных эфиров других типов. Например, наряду со сложным эфиром или полиэфиром оксикислоты или глицерина в композиции для обработки для уменьшения периода ее полупревращения можно использовать диэтиленгликольдиформиат. Таким образом, диэтиленгликольдиформиат можно использовать для уменьшения времени завершения работы скважины. Он образует в результате гидролиза муравьиную кислоту и выпускается фирмой НаШЬийоп Епегду 8ету1се8, 1пс. под торговой маркой диэтиленгликольдиформиат ΒΌΕ-325. Примеры других сложных эфиров, с которыми можно объединять проведенные здесь сложные эфиры или полиэфиры, включают диэтиленгликольмоноформиат, моноэтиленгликольдиформиат, моноэтиленгликольмоноформиат и их комбинации. Аналогично другие эфиры можно добавлять к описанным здесь сложным эфирам или полиэфирам для получения более высоких скоростей реакции, если это нужно.
Указанные композиции для обработки скважин можно готовить смешением одного или нескольких сложных эфиров или полиэфиров и любых других компонентов с водой вблизи скважины перед операцией кислотной обработки. Или компоненты композиций для обработки можно смешать в другом месте и перенести в нужное место для хранения до использования; однако для запасов воды требуется место как при транспортировке, так и при хранении, что делает этот вариант менее привлекательным. Кроме того, для смешения их необходимо заранее выдерживать при температуре ниже 60°С во избежание гидролиза сложного эфира или полиэфира до его подачи в скважину.
Кислотную обработку скважины можно осуществлять путем закачивания в скважину композиции для обработки скважины. Температура в скважине может быть достаточной для протекания реакции гидролиза между одним или несколькими сложными эфирами или полиэфирами и водой. Например, температура могжет быть в интервале примерно 60-150°С. Период полупревращения одного или нескольких эфиров молочной кислоты или полиэфиров может быть эффективным для того, чтобы успеть прокачать композицию для обработки через ту часть скважины, где необходимо подкисление, до того, как завершится гидролиз. В других вариантах один или несколько эфиров молочной кислоты или полиэфиров имеют период полупревращения в интервале примерно 6-16 ч, альтернативно примерно 8-13 ч или альтернативно 10-11 ч при гидролизе водой с нейтральным рН при 100°С. Конкретные примеры периодов полупревращения различных сложных эфиров молочной кислоты и глицерина приведены ниже в табл. 1. Использованный здесь термин «период полупревращения» относится ко времени, которое необходимо для протекания реакции половины первоначального количества сложного эфира или полиэфира.
- 3 014342
Таблица 1
Сложный эфир Период полупревращения в нейтр. воде при 100“С (в секундах) Константа скорости псевдопервого порядка(сек-1)
Триацетин 9840 7,04х10~5
Диацетин 14600 4,75х10“5
Моноацетин 38400 1,8х10’5
Трипропионин 32344,83 1,05х10'5
Метиллактат 9746,19 2,1х10“5
Этиллактат 31363,63 2,2х10'5
Пропиллактат 93033,7 7, 4x10”®
Бутиллактат 76704,55 9, 03x10'6
Как видно из табл. 1, периоды полупревращения таких сложных эфиров при сравнительно высоких температурах больше, чем у других известных сложных эфиров для кислотной обработки, например диэтиленгликольдиформиата, который образует муравьиную кислоту. Например, период полупревращения этиллактата может составлять примерно 10-11 ч, в то время как период полупревращения диэтиленгликольдиформиата может составить примерно всего 18-20 мин в воде с нейтральным рН при 100°С. Таким образом, реакция таких сложных эфиров с водой протекает медленнее, что дает возможность пропустить композицию для обработки через всю область целевой обработки в скважине до завершения реакции гидролиза. Образование кислоты при гидролизе происходит за то время, пока кислота находится в контакте с нежелательными веществами в скважине. Кроме того, сила кислоты (например, рН уксусной кислоты 4, 76, рН пропионовой кислоты 4,86 и рН молочной кислоты 3,08 при 100°С) сравнительно высока и молочная кислота даже сильнее, чем муравьиная кислота (рН 3,75 при 100°С). Поэтому кислота может поглотить все или большую часть нежелательных веществ до того, как будет израсходован весь сложный эфир или полиэфир. Сложный эфир или полиэфир для использования в композиции для обработки можно выбирать на основании температуры применения и периода полупревращения сложного эфира или полиэфира.
В различных вариантах композицию для обработки скважины можно использовать в операции по закрытию скважины, например для удаления фильтрационной корки с внутренней поверхности стенки скважины. Сравнительно низкая скорость реакции одного или нескольких сложных эфиров или полиэфиров может привести к диспергированию композиции для обработки по всей фильтрационной корке до того, как гидролиз закончится. Кислота, образовавшаясяся при гидролизе, может разложить карбонат кальция, находящийся в фильтрационной корке и являющийся ее основным компонентом. Удаление фильтрационной корки приводит к тому, что нефть, газ и/или вода из подземного коллектора, до которого дошла скважина, могут во время работы протекать в скважину или через скважину. В противном случае фильтрационная корка может блокировать пути транспортировки, такие как поры в земле между коллектором и внутренним объемом скважины, что будет препятствовать передвижению нефти, газа и/или воды через скважину.
В дополнительных вариантах описанная здесь операция кислотной обработки может быть использована для ликвидации повреждений подземного пласта вокруг скважины. Это повреждение может иметь вид отложений углеводородного воска и/или неорганических солей, таких как карбонат кальция, в порах силикатного песка, известняка, известковых отложений, или магниевых образований. Такие отложения неорганических солей могут образоваться из подземных вод, насыщенных карбонатами щелочноземельных элементов под давлением, в результате последующего осаждения карбонатов при понижении давления, вызванного бурением скважины. Молочная кислота, образовавшаяся при гидролизе сложного эфира молочной кислоты или полиэфира, может воздействовать на отложения воска и солей и растворить их, что увеличит пористую структуру пласта.
Примеры
К приведенному выше описанию даны следующие примеры в качестве конкретных вариантов изобретения для демонстрации его практики и преимуществ. Понятно, что примеры даны для иллюстрации и не ограничивают описания и следования формуле тем или иным способом.
В следующих примерах для моделирования разрушения фильтрационной корки проводили реакции гидролиза различных сложных эфиров в присутствии карбоната кальция (СаСО3). В каждой реакции определяли количество выделяющейся кислоты в единицу времени. Кислота, выделяющаяся при гидролизе, быстро поглощалась во второй реакции, продуктом которой был диоксид углерода (СО2). Определяли период полупревращения как время расходования половины СаСО3. Используя соотношение РУ=иВТ, нашли, что количество СаСО3, из которого образовался примерно 1 л СО2, составляет примерно 4,4 7 г. Авторы удвоили количество СаСО3 (8,94 г) в реакциях и затем определили период полупревращения в расчете на выделение 1 л СО2. Если не указано иное, все периоды полупревращения действительно соот
- 4 014342 ветствуют времени расходования 4,47 г СаСО3.
В каждом примере была использована следующая общая процедура. Для определения количества газообразного СО2, выделяющегося в каждой реакции, использовали замкнутый реактор, показанный на фиг. 1. В колбу для кипячения 10, нагретую до 100°С, добавляли воду или соляной раствор. СаСО3 не растворялся в воде и был виден на дне колбы 10. После выкипания жидкости в колбу 10 добавляли взвешенное количество сложного эфира. Количество использованного сложного эфира всегда было пропорционально количеству воды или воды в составе соляного раствора, за исключением случаев использования выпускаемых промышленностью соляных растворов. После добавления сложного эфира в кипящую жидкость к колбе 10 присоединяли обратный холодильник 12. Верх холодильника 12 соединяли переходной муфтой 14 с входной трубкой 18 через резиновую пробку 16 с двумя отверстиями. Входная трубка 18 проходила через пробку 16, обеспечивая герметизацию. Отводная трубка 22 проходила со дна колбы 20 в 1000-мл градуированный цилиндр 24. В колбу 20 помещали базовую нефть ХР-07, выпускаемую НаШЬийоп Епсгду 8егу1се5, 1пс. Отводная трубка 22 служила для выгрузки нефти в градуированный цилиндр 24. При реакции гидролиза в колбе 10 получали кислоту, которая реагировала с СаСО3 с образованием газообразного СО2. Газ вытеснял нефть из колбы 20 в градуированный цилиндр 24. За скоростью выделения СО2 можно было следить визуально, замеряя количество нефти в градуированном цилиндре 24 в единицу времени. Желательно, чтобы период полупревращения был более 10 ч при 100°С.
Пример 1. Приготовили растворы, содержащие различные сложные эфиры молочной кислоты и глицерина (т.е. моноацетин, этиллактат, триацетин, трипропионин), бутилформиат (контроль) и диэтиленгликольдиформиат ΒΌΕ-325 (контроль) в воде с нейтральным рН, и объединили с СаСО3 в нужном мольном соотношении. Затем проводили реакции гидролиза в полученных растворах при 100°С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 2 показан объем нефти, вытесненной газообразным СО2, в зависимости от времени. Периоды полупревращения сложных эфиров молочной кислоты и глицерина были больше, чем у диэтиленгликольдиформиата ΒΌΕ325. Для сравнения мольное соотношение бутилформиата и СаСО3 удвоили. Удивительно, но кривая для реакции с мольным соотношением 1:1 была близка к кривой для реакции с мольным соотношением 2:1. Удвоение мольного соотношения бутилформиата должно было привести к увеличению относительной скорости реакции; однако этого не случилось. Можно полагать, что этот факт обусловлен относительной низкой растворимостью бутилформиата, т. к. скорость гидролиза определяется концентрацией бутилформиата в растворе, а не его добавленным количеством.
Пример 2. Приготовили растворы, содержащие 10 об.% моноацетина, диацетина и триацетина в деионизированной воде, и объединили с СаСО3 в нужном мольном отношении. Реакции гидролиза с полученными растворами проводили при 100°С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 3 показан объем нефти, вытесненной газообразным СО2, в зависимости от времени. Скорости гидролиза триацетина и диацетина были очень близки. Однако моноацетин поглощался в 4-5 раз медленнее по сравнению с двумя другими ацетинами, а для моноацетина период полупревращения оказался в нужном интервале. Считают, что присутствие двух гидроксильных групп в моноацетине замедляет гидролиз из-за образования водородных связей с водой. Другое предположение опирается на тот факт, что моноацетин является смесью изомеров. Ацетатная группа может быть связана либо с первичной гидроксильной группой, либо со вторичной группой. Один изомер может быть более реакционноспособным, чем другой. Несмотря на небольшие различия в скорости между триацетином и диацетином, нельзя считать, что различия в скорости являются результатом кинетического эффекта, т.к. триацетин содержит три ацетатные группы, а моноацетин одну. Таким образом, различия в скорости могут быть связаны с образованием водородных связей.
Пример 3. Приготовили растворы, содержащие бутиллактат и бутилформиат (контроль) в деионизированной воде, и объединили с СаСО3 в нужном мольном соотношении. Для сравнения приготовили также аналогичные растворы, в которых мольное соотношение бутилформиата и бутиллактата и СаСО3 было удвоено. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 4 показан объем нефти, вытесненной газообразным СО2, в зависимости от времени. Скорость реакции бутиллактата оказалась больше, чем скорость реакции бутилформиата. Это различие в скоростях реакций, вероятно, обусловлено различием в растворимости этих соединений в воде. Т. е. бутиллактат растворим в воде, в то время как бутилформиат растворим в воде очень слабо. Удвоение концентрации бутиллактата привело к удвоению скорости его реакции. Слабая растворимость бутилформиата определяет малую скорость реакции, что делает его не пригодным для использования в кислотной обработке скважины. Этот результат показывает, что для заметного протекания реакции сложный эфир должен растворяться в водной фазе.
Пример 4. Приготовили растворы, содержащие 10 об.% этиллактата в деионизированной воде и различные соляные растворы, и объединили с СаСО3 в нужном мольном отношении. Реакции гидролиза в полученных растворах проводили при 100°С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 5 показан объем нефти, вытесненной газообразным СО2, в зависимости от времени. Этиллактат вел себя одинаково в разных водных растворах. Эти результаты показывают, что этиллактат вполне пригоден для использования в кислотной обработке скважины.
- 5 014342
Пример 5. Приготовили растворы, содержащие 10 об.% метил-, этил-, пропил- и бутиллактата в деионизированной воде, и объединили с СаСО3 в нужном мольном отношении. Реакции гидролиза в полученных растворах проводили при 100°С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 5 показан объем нефти, вытесненной газообразным СО2, в зависимости от времени. Скорость реакций эфиров молочной кислоты уменьшается так же, как уменьшаются относительные скорости реакций сложных эфиров, в следующем порядке:
метил этил пропил бутил.
В различных вариантах способы кислотной обработки в скважине включают помещение в скважину сложного эфира или полиэфира оксикислоты и воды, что создает возможность гидролиза сложного эфира или полиэфира. В других вариантах способы кислотной обработки в скважине включают подачу в скважину водного раствора сложного эфира или полиэфира глицерина, что создает возможность гидролиза сложного эфира или полиэфира, причем водный раствор практически не содержит углеводородов. В других вариантах композиции для кислотной обработки скважины содержат сложный эфир или полиэфир оксикислоты и воду. В следующих вариантах композиции для кислотной обработки скважины содержат сложный эфир или полиэфир глицерина и воду.
В альтернативных вариантах один или несколько эфиров молочной кислоты или полиэфиров и воду можно добавить к жидким носителям различных типов, которые используют в скважине. Примеры подходящих жидких носителей включают, но не ограничиваются ими, жидкость для заполнения скважины гравием, буровую жидкость, раствор для закрытия скважины, жидкость для вытеснения и отработанную жидкость, которые все известны в данной области.
Хотя были показаны предпочтительные варианты изобретения, специалисты в данной области могут вносить изменения, не отклоняясь от духа и указаний изобретения. Описанные здесь варианты являются только примерами и не ограничивают изобретения. Возможны разные варианты и модификации раскрытого здесь изобретения, которые входят в объем изобретения.
Соответственно, объем защиты не ограничивается приведенным выше описанием, а ограничен только приведенной формулой, причем объем включает все эквиваленты смысла пунктов формулы. Каждый пункт включен в описание в качестве варианта настоящего изобретения. Таким образом, пункты представляют собой дополнительное описание и дополняют предпочтительные варианты настоящего изобретения.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Композиция для обработки скважины путем кислотной обработки в скважине, содержащая сложный эфир оксикислоты, выбранный из группы, состоящей из метиллактата, этиллактата, пропиллактата, бутиллактата, трилактина или их комбинации, или сложный эфир или полиэфир глицерина, выбранный из группы, состоящей из моноацетина, трипропионина, трилактина или их комбинации, и воду, причем композиция, содержащая сложный эфир или полиэфир глицерина и воду, практически не содержит углеводородов.
  2. 2. Композиция для обработки скважины по п.1, содержащая сложный эфир или полиэфир, гидролизуемый при температуре в интервале примерно 60-150°С.
  3. 3. Композиция для обработки скважины по п.1, содержащая сложный эфир или полиэфир, который имеет период полупревращения, обеспечивающий его прокачку практически через всю область скважины, где необходимо подкисление, до завершения гидролиза сложного эфира или полиэфира.
  4. 4. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой сложный эфир или полиэфир имеет период полупревращения при гидролизе водой с нейтральным рН при 100°С в интервале примерно 6-16 ч.
  5. 5. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой сложный эфир или полиэфир при гидролизе водой с нейтральным рН при 100°С имеет период полупревращения в интервале примерно 8-13 ч.
  6. 6. Композиция для обработки скважины по п.1, дополнительно содержащая второй сложный эфир, выбранный из группы, состоящий из диэтиленгликольдиформиата, диэтиленгликольмоноформиата, моноэтиленгликольдиформиата, моноэтиленгликольмоноформиата или их комбинации.
  7. 7. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой вода представляет собой воду с нейтральным рН или соленую воду типа соляного раствора.
  8. 8. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой количество сложного эфира или полиэфира составляет примерно 10-23 мас.% или об.% от композиции.
  9. 9. Способ кислотной обработки в скважине, включающий подачу композиции для обработки скважины по любому из предыдущих пунктов в скважину, что приводит к гидролизу сложного эфира или полиэфира.
  10. 10. Способ по п.9, в котором сложный эфир или полиэфир оксикислоты гидролизуется в скважине при температуре в интервале примерно 60-150°С.
  11. 11. Способ по п.9, дополнительно включающий объединение сложного эфира или полиэфира оксикислоты со сложным эфиром второго типа, выбранного из группы, состоящей из диэтиленгликольдиформиата, диэтиленгликольмоноформиата, моноэтиленгликольдиформиата, моноэтиленгликольмоно
    - 6 014342 формиата или их комбинации перед помещением в скважину.
  12. 12. Способ по п.9, в котором оксикислоту, образовавшуюся при гидролизе, используют для удаления фильтрационной корки из скважины.
  13. 13. Способ по п.9, в котором оксикислоту, образовавшуюся при гидролизе, используют для восстановления подземного пласта.
  14. 14. Способ по п.9, в котором эффективная температура гидролиза в скважине находится в интервале примерно 60-150°С.
  15. 15. Способ по п.9, в котором используют сложный эфир или полиэфир глицерина с периодом полупревращения, который обеспечивает эффективную прокачку его практически через всю область скважины, где требуется кислотная обработка.
  16. 16. Способ по п.9, в котором кислоту, образовавшуюся при гидролизе, используют для восстановления подземного пласта, соседнего со скважиной.
EA200870184A 2006-01-20 2007-01-19 Способы и композиции для кислотной обработки в стволе скважины EA014342B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/336,475 US7431088B2 (en) 2006-01-20 2006-01-20 Methods of controlled acidization in a wellbore
US11/336,474 US20070173416A1 (en) 2006-01-20 2006-01-20 Well treatment compositions for use in acidizing a well
PCT/GB2007/000160 WO2007083128A1 (en) 2006-01-20 2007-01-19 Methods and compositions for acidization in a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200870184A1 EA200870184A1 (ru) 2009-02-27
EA014342B1 true EA014342B1 (ru) 2010-10-29

Family

ID=37964606

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200870184A EA014342B1 (ru) 2006-01-20 2007-01-19 Способы и композиции для кислотной обработки в стволе скважины

Country Status (14)

Country Link
US (2) US7431088B2 (ru)
EP (1) EP1979433B1 (ru)
AR (1) AR059140A1 (ru)
AU (1) AU2007206784B2 (ru)
BR (1) BRPI0707170B1 (ru)
CA (2) CA2705597C (ru)
DK (1) DK1979433T3 (ru)
EA (1) EA014342B1 (ru)
EC (1) ECSP088637A (ru)
EG (1) EG26613A (ru)
MX (1) MX2008009332A (ru)
MY (1) MY145435A (ru)
NO (1) NO20083043L (ru)
WO (1) WO2007083128A1 (ru)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2412389A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for treating underground formations
US7455112B2 (en) * 2006-09-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations
GB0724191D0 (en) * 2007-12-11 2008-01-23 Cleansorb Ltd Process fpr treatment of underground formations
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US9115304B2 (en) 2012-04-09 2015-08-25 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluid system and methods of use
US9890321B2 (en) 2012-10-22 2018-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
US9410076B2 (en) 2012-10-25 2016-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers
US9702238B2 (en) 2012-10-25 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers
US9951266B2 (en) 2012-10-26 2018-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same
US8714249B1 (en) 2012-10-26 2014-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing materials and methods of making and using same
US20140162910A1 (en) 2012-12-10 2014-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same
WO2015187178A1 (en) * 2014-06-06 2015-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acidizing fluids and methods for use in subterranean formations
US9796919B2 (en) 2014-06-24 2017-10-24 Saudi Arabian Oil Company Encapsulation of an acid precursor for oil field applications
WO2016010548A1 (en) * 2014-07-18 2016-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for increasing the surface area of fractures or to increase the depth of penetration fractures in low permeability oil and gas reservoirs containing shale to increase productivity
CN105441059B (zh) * 2014-08-29 2019-01-18 中国石油天然气股份有限公司 交联剂组合物、酸性前置液及其应用
CN106350046A (zh) * 2016-08-30 2017-01-25 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 一种温控型泥饼清除液及制备方法和应用
US20180282609A1 (en) * 2017-03-30 2018-10-04 The University Of North Carolina At Chapel Hill Titanium Chloride Encapsulation for Acid Generation
US11390798B2 (en) 2017-07-28 2022-07-19 Hallburton Energy Services, Inc. Acidizing and interfacial tension reducing hydrolysable oils for subterranean treatments
US10934474B2 (en) 2018-09-13 2021-03-02 Baker Hughes Holdings Llc Method to generate acidic species in wellbore fluids
US11098237B1 (en) 2020-05-28 2021-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for delayed acid generation for high temperature applications and methods of making and using same
US11486242B2 (en) 2021-01-27 2022-11-01 Saudi Arabian Oil Company Methods for targeted chemical treatment of well bores
CN114837636B (zh) * 2022-05-06 2022-12-27 西安奥德石油工程技术有限责任公司 一种油气田酶催化就地深度酸化液及其酸化方法、装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3630285A (en) * 1970-05-22 1971-12-28 Amoco Prod Co Acidizing high-temperature wells
EP1223207A1 (en) * 2001-01-09 2002-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and removal of filter cake deposited thereby
WO2004007905A1 (en) * 2002-07-12 2004-01-22 Cleansorb Limited Process for treatment of underground reservoirs
EP1441104A1 (en) * 2003-01-21 2004-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Removing downhole filter cake

Family Cites Families (177)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1922154A (en) 1933-01-09 1933-08-15 Tretolite Co Process for increasing the output of oil wells
US2050932A (en) 1936-02-17 1936-08-11 Tretolite Co Process for increasing the productivity of wells
US2059459A (en) 1936-06-05 1936-11-03 Walter J Hund Method of treating wells with acids
US2206187A (en) 1937-06-19 1940-07-02 Ind Patents Ltd Method of increasing production of oil wells
US2238671A (en) 1940-02-09 1941-04-15 Du Pont Method of treating wells
US2448534A (en) * 1946-07-06 1948-09-07 Eastman Kodak Co Sensitized photographic cellulose ester silver halide emulsion
US2703316A (en) 1951-06-05 1955-03-01 Du Pont Polymers of high melting lactide
US2681889A (en) 1951-12-29 1954-06-22 Stanolind Oil & Gas Co Emulsified acids for well treating
US2910436A (en) 1953-10-02 1959-10-27 California Research Corp Method of treating wells with acid
US2863832A (en) 1954-05-14 1958-12-09 California Research Corp Method of acidizing petroliferous formations
US3173484A (en) 1958-09-02 1965-03-16 Gulf Research Development Co Fracturing process employing a heterogeneous propping agent
US3272650A (en) 1963-02-21 1966-09-13 Union Carbide Corp Process for cleaning conduits
US3195635A (en) 1963-05-23 1965-07-20 Pan American Petroleum Corp Spacers for fracture props
US3364036A (en) * 1963-11-07 1968-01-16 Gen Foods Corp Dispersing hydrophilic colloids
US3302719A (en) 1965-01-25 1967-02-07 Union Oil Co Method for treating subterranean formations
US3366178A (en) 1965-09-10 1968-01-30 Halliburton Co Method of fracturing and propping a subterranean formation
US3455390A (en) 1965-12-03 1969-07-15 Union Oil Co Low fluid loss well treating composition and method
US3364995A (en) 1966-02-14 1968-01-23 Dow Chemical Co Hydraulic fracturing fluid-bearing earth formations
US3784585A (en) * 1971-10-21 1974-01-08 American Cyanamid Co Water-degradable resins containing recurring,contiguous,polymerized glycolide units and process for preparing same
US3747681A (en) 1972-05-26 1973-07-24 Marathon Oil Co Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid
US3819525A (en) 1972-08-21 1974-06-25 Avon Prod Inc Cosmetic cleansing preparation
US3828854A (en) 1973-04-16 1974-08-13 Shell Oil Co Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid
US3912692A (en) 1973-05-03 1975-10-14 American Cyanamid Co Process for polymerizing a substantially pure glycolide composition
US3968840A (en) 1973-05-25 1976-07-13 Texaco Inc. Controlled rate acidization process
US3948672A (en) 1973-12-28 1976-04-06 Texaco Inc. Permeable cement composition and method
US3955993A (en) 1973-12-28 1976-05-11 Texaco Inc. Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations
US3868998A (en) 1974-05-15 1975-03-04 Shell Oil Co Self-acidifying treating fluid positioning process
US3960736A (en) * 1974-06-03 1976-06-01 The Dow Chemical Company Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations
US4172066A (en) 1974-06-21 1979-10-23 The Dow Chemical Company Cross-linked, water-swellable polymer microgels
US3986355A (en) 1974-08-15 1976-10-19 Klaeger Joseph H Well head gas counter balanced and operated actuator for oil well pumps
US4010071A (en) * 1974-10-10 1977-03-01 Merck & Co., Inc. Clarification of xanthan gum
US3998744A (en) 1975-04-16 1976-12-21 Standard Oil Company Oil fracturing spacing agents
US3998272A (en) 1975-04-21 1976-12-21 Union Oil Company Of California Method of acidizing wells
CA1045027A (en) 1975-09-26 1978-12-26 Walter A. Hedden Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent
US4169798A (en) 1976-11-26 1979-10-02 Celanese Corporation Well-treating compositions
US4265673A (en) 1978-06-23 1981-05-05 Talres Development (N.A.) N.V. Polymer solutions for use in oil recovery containing a complexing agent for multivalentions
US4252421A (en) * 1978-11-09 1981-02-24 John D. McCarry Contact lenses with a colored central area
US4261421A (en) 1980-03-24 1981-04-14 Union Oil Company Of California Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation
US4299825A (en) 1980-07-03 1981-11-10 Celanese Corporation Concentrated xanthan gum solutions
US4502540A (en) 1981-06-01 1985-03-05 Mobil Oil Corporation Tertiary oil recovery
US4460052A (en) 1981-08-10 1984-07-17 Judith Gockel Prevention of lost circulation of drilling muds
US4526695A (en) 1981-08-10 1985-07-02 Exxon Production Research Co. Composition for reducing the permeability of subterranean formations
US4498995A (en) * 1981-08-10 1985-02-12 Judith Gockel Lost circulation drilling fluid
US4716964A (en) 1981-08-10 1988-01-05 Exxon Production Research Company Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion
US4387769A (en) 1981-08-10 1983-06-14 Exxon Production Research Co. Method for reducing the permeability of subterranean formations
US4470915A (en) 1982-09-27 1984-09-11 Halliburton Company Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4521316A (en) 1983-03-11 1985-06-04 Fmc Corporation Oil well completion fluid
US4506734A (en) 1983-09-07 1985-03-26 The Standard Oil Company Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure
US4772592A (en) * 1984-01-09 1988-09-20 Lever Brothers Company Skin treatment composition
FR2580666B1 (fr) 1985-04-19 1988-01-15 Elf Aquitaine Perfectionnement a l'immobilisation d'enzymes
US4632876A (en) 1985-06-12 1986-12-30 Minnesota Mining And Manufacturing Company Ceramic spheroids having low density and high crush resistance
US4715967A (en) 1985-12-27 1987-12-29 E. I. Du Pont De Nemours And Company Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations
US4772346A (en) 1986-02-14 1988-09-20 International Business Machines Corporation Method of bonding inorganic particulate material
US4785884A (en) 1986-05-23 1988-11-22 Acme Resin Corporation Consolidation of partially cured resin coated particulate material
US4694905A (en) 1986-05-23 1987-09-22 Acme Resin Corporation Precured coated particulate material
US4693808A (en) * 1986-06-16 1987-09-15 Shell Oil Company Downflow fluidized catalytic cranking reactor process and apparatus with quick catalyst separation means in the bottom thereof
US4737295A (en) 1986-07-21 1988-04-12 Venture Chemicals, Inc. Organophilic polyphenolic acid adducts
MX168601B (es) 1986-10-01 1993-06-01 Air Prod & Chem Procedimiento para la preparacion de un homopolimero de vinilamina de alto peso molecular
US4793416A (en) 1987-06-30 1988-12-27 Mobile Oil Corporation Organic crosslinking of polymers for CO2 flooding profile control
US4894231A (en) * 1987-07-28 1990-01-16 Biomeasure, Inc. Therapeutic agent delivery system
US4836940A (en) 1987-09-14 1989-06-06 American Colloid Company Composition and method of controlling lost circulation from wellbores
US4829100A (en) 1987-10-23 1989-05-09 Halliburton Company Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels
US4817721A (en) 1987-12-14 1989-04-04 Conoco Inc. Reducing the permeability of a rock formation
US5152781A (en) 1987-12-17 1992-10-06 Allied-Signal Inc. Medical devices fabricated from homopolymers and copolymers having recurring carbonate units
US4809783A (en) * 1988-01-14 1989-03-07 Halliburton Services Method of dissolving organic filter cake
US4957165A (en) 1988-02-16 1990-09-18 Conoco Inc. Well treatment process
US4848467A (en) 1988-02-16 1989-07-18 Conoco Inc. Formation fracturing process
US4822500A (en) 1988-02-29 1989-04-18 Texas United Chemical Corporation Saturated brine well treating fluids and additives therefore
US4886354A (en) 1988-05-06 1989-12-12 Conoco Inc. Method and apparatus for measuring crystal formation
US5216050A (en) 1988-08-08 1993-06-01 Biopak Technology, Ltd. Blends of polyactic acid
US4986354A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US4986353A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US4961466A (en) 1989-01-23 1990-10-09 Halliburton Company Method for effecting controlled break in polysaccharide gels
US4986355A (en) * 1989-05-18 1991-01-22 Conoco Inc. Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker
US5034139A (en) 1989-06-19 1991-07-23 Nalco Chemical Company Polymer composition comprising phosphorous-containing gelling agent and process thereof
US5487897A (en) * 1989-07-24 1996-01-30 Atrix Laboratories, Inc. Biodegradable implant precursor
US5464060A (en) 1989-12-27 1995-11-07 Shell Oil Company Universal fluids for drilling and cementing wells
DE69101313T2 (de) * 1990-01-30 1994-06-30 Akzo Nv Gegenstand zur gesteuerten wirkstoffabgabe mit einem von einer wand völlig umschlossenen hohlraum und völlig oder teilweise mit einem oder mehreren wirkstoffen gefüllt.
US5294649A (en) * 1990-08-02 1994-03-15 Borden, Inc. Accelerators for curing phenolic resole resins
US5082056A (en) * 1990-10-16 1992-01-21 Marathon Oil Company In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications
US5203834A (en) 1990-12-21 1993-04-20 Union Oil Company Of California Foamed gels having selective permeability
US5213446A (en) * 1991-01-31 1993-05-25 Union Oil Company Of California Drilling mud disposal technique
US5161615A (en) 1991-06-27 1992-11-10 Union Oil Company Of California Method for reducing water production from wells
US5142023A (en) 1992-01-24 1992-08-25 Cargill, Incorporated Continuous process for manufacture of lactide polymers with controlled optical purity
US5247059A (en) 1992-01-24 1993-09-21 Cargill, Incorporated Continuous process for the manufacture of a purified lactide from esters of lactic acid
US5251697A (en) 1992-03-25 1993-10-12 Chevron Research And Technology Company Method of preventing in-depth formation damage during injection of water into a formation
US5249628A (en) 1992-09-29 1993-10-05 Halliburton Company Horizontal well completions
US5325923A (en) 1992-09-29 1994-07-05 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5396957A (en) 1992-09-29 1995-03-14 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5338822A (en) * 1992-10-02 1994-08-16 Cargill, Incorporated Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof
US5295542A (en) * 1992-10-05 1994-03-22 Halliburton Company Well gravel packing methods
US5314031A (en) 1992-10-22 1994-05-24 Shell Oil Company Directional drilling plug
US5363916A (en) 1992-12-21 1994-11-15 Halliburton Company Method of gravel packing a well
US5304620A (en) 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US5316587A (en) * 1993-01-21 1994-05-31 Church & Dwight Co., Inc. Water soluble blast media containing surfactant
JPH06225848A (ja) * 1993-02-01 1994-08-16 Tootaru Service:Kk 建造物外壁表面の清掃方法
CA2497728C (en) * 1993-04-05 2008-02-19 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5330005A (en) 1993-04-05 1994-07-19 Dowell Schlumberger Incorporated Control of particulate flowback in subterranean wells
US5360068A (en) 1993-04-19 1994-11-01 Mobil Oil Corporation Formation fracturing
US5373901A (en) 1993-07-27 1994-12-20 Halliburton Company Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations
US5359026A (en) * 1993-07-30 1994-10-25 Cargill, Incorporated Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof
US5386874A (en) * 1993-11-08 1995-02-07 Halliburton Company Perphosphate viscosity breakers in well fracture fluids
US5402846A (en) 1993-11-15 1995-04-04 Mobil Oil Corporation Unique method of hydraulic fracturing
GB2284223B (en) * 1993-11-27 1996-10-09 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US5607905A (en) * 1994-03-15 1997-03-04 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
FR2718639B1 (fr) * 1994-04-18 1996-05-15 Oreal Composition cosmétique et/ou dermatologique contenant un tri (alpha-hydroxyacylate) de glycerol comme seul précurseur de glycerol.
US5460226A (en) 1994-05-18 1995-10-24 Shell Oil Company Formation fracturing
US5499678A (en) * 1994-08-02 1996-03-19 Halliburton Company Coplanar angular jetting head for well perforating
US5501276A (en) * 1994-09-15 1996-03-26 Halliburton Company Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions
US5492177A (en) 1994-12-01 1996-02-20 Mobil Oil Corporation Method for consolidating a subterranean formation
US5591700A (en) * 1994-12-22 1997-01-07 Halliburton Company Fracturing fluid with encapsulated breaker
US5604186A (en) * 1995-02-15 1997-02-18 Halliburton Company Encapsulated enzyme breaker and method for use in treating subterranean formations
US6047772A (en) * 1995-03-29 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US6209643B1 (en) * 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US5602083A (en) * 1995-03-31 1997-02-11 Baker Hughes Inc. Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids
US5497830A (en) * 1995-04-06 1996-03-12 Bj Services Company Coated breaker for crosslinked acid
US5613558A (en) * 1995-06-02 1997-03-25 Bj Services Company Method for controlling the set time of cement
US6028113A (en) * 1995-09-27 2000-02-22 Sunburst Chemicals, Inc. Solid sanitizers and cleaner disinfectants
US5723416A (en) * 1997-04-01 1998-03-03 Liao; W. Andrew Well servicing fluid for trenchless directional drilling
US6169058B1 (en) * 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US6024170A (en) * 1998-06-03 2000-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions
US6686328B1 (en) * 1998-07-17 2004-02-03 The Procter & Gamble Company Detergent tablet
GB2340147A (en) * 1998-07-30 2000-02-16 Sofitech Nv Wellbore fluid
US6189615B1 (en) * 1998-12-15 2001-02-20 Marathon Oil Company Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
US6380138B1 (en) * 1999-04-06 2002-04-30 Fairmount Minerals Ltd. Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use
US6209646B1 (en) * 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
GB9915354D0 (en) * 1999-07-02 1999-09-01 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US6509301B1 (en) * 1999-08-26 2003-01-21 Daniel Patrick Vollmer Well treatment fluids and methods for the use thereof
CA2318703A1 (en) * 1999-09-16 2001-03-16 Bj Services Company Compositions and methods for cementing using elastic particles
US6214773B1 (en) * 1999-09-29 2001-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. High temperature, low residue well treating fluids and methods
US6357527B1 (en) * 2000-05-05 2002-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations
US6444316B1 (en) * 2000-05-05 2002-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods
US6202751B1 (en) * 2000-07-28 2001-03-20 Halliburton Energy Sevices, Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
WO2002055843A1 (en) * 2001-01-09 2002-07-18 Bj Services Company Well treatment fluid compositions and methods for their use
US7168489B2 (en) * 2001-06-11 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids
US6828280B2 (en) * 2001-08-14 2004-12-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for stimulating hydrocarbon production
US6837309B2 (en) * 2001-09-11 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts
WO2003027431A2 (en) * 2001-09-26 2003-04-03 Cooke Claude E Jr Method and materials for hydraulic fracturing of wells
CA2478433C (en) * 2002-03-01 2009-12-08 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning
US6691780B2 (en) * 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US7049272B2 (en) * 2002-07-16 2006-05-23 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6978838B2 (en) * 2002-07-19 2005-12-27 Schlumberger Technology Corporation Method for removing filter cake from injection wells
US6886635B2 (en) * 2002-08-28 2005-05-03 Tetra Technologies, Inc. Filter cake removal fluid and method
US6817414B2 (en) * 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
DE60310978D1 (de) * 2002-10-28 2007-02-15 Schlumberger Technology Bv Selbstzerst render filterkuchen
US6702021B1 (en) * 2002-11-15 2004-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and drilling fluids for drilling well bores and sealing pipe strings therein
US7007752B2 (en) * 2003-03-21 2006-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers
US6981552B2 (en) * 2003-03-21 2006-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers
US6987083B2 (en) * 2003-04-11 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Xanthan gels in brines and methods of using such xanthan gels in subterranean formations
US6681856B1 (en) * 2003-05-16 2004-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants
US7178596B2 (en) * 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US20050028976A1 (en) * 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US8541051B2 (en) * 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7156194B2 (en) * 2003-08-26 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate
US7237609B2 (en) * 2003-08-26 2007-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations
US6997259B2 (en) * 2003-09-05 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation
US7829507B2 (en) * 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US7156174B2 (en) * 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US7172022B2 (en) * 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
US7475728B2 (en) * 2004-07-23 2009-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of use in subterranean formations
US7165617B2 (en) * 2004-07-27 2007-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Viscosified treatment fluids and associated methods of use
US20060027135A1 (en) * 2004-08-06 2006-02-09 Willis W C Guide apparatus for power hand tools
US20060032633A1 (en) * 2004-08-10 2006-02-16 Nguyen Philip D Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers
US7322412B2 (en) * 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US20060046938A1 (en) * 2004-09-02 2006-03-02 Harris Philip C Methods and compositions for delinking crosslinked fluids
US7299869B2 (en) * 2004-09-03 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications
US7413017B2 (en) * 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
US7595280B2 (en) * 2005-08-16 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US7484564B2 (en) * 2005-08-16 2009-02-03 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US20070049501A1 (en) * 2005-09-01 2007-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use
US20070066493A1 (en) * 2005-09-22 2007-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US7713916B2 (en) * 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US8329621B2 (en) * 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US20080026955A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US20080026960A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US20080026959A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3630285A (en) * 1970-05-22 1971-12-28 Amoco Prod Co Acidizing high-temperature wells
EP1223207A1 (en) * 2001-01-09 2002-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and removal of filter cake deposited thereby
WO2004007905A1 (en) * 2002-07-12 2004-01-22 Cleansorb Limited Process for treatment of underground reservoirs
EP1441104A1 (en) * 2003-01-21 2004-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Removing downhole filter cake

Also Published As

Publication number Publication date
MY145435A (en) 2012-02-15
ECSP088637A (es) 2008-08-29
BRPI0707170A2 (pt) 2011-04-26
NO20083043L (no) 2008-08-20
EA200870184A1 (ru) 2009-02-27
US7431088B2 (en) 2008-10-07
CA2637734A1 (en) 2007-07-26
EG26613A (en) 2014-04-02
EP1979433A1 (en) 2008-10-15
CA2637734C (en) 2012-06-05
AR059140A1 (es) 2008-03-12
DK1979433T3 (en) 2016-04-18
BRPI0707170B1 (pt) 2019-05-07
WO2007083128A1 (en) 2007-07-26
AU2007206784B2 (en) 2011-03-03
AU2007206784A1 (en) 2007-07-26
EP1979433B1 (en) 2016-03-16
CA2705597C (en) 2011-07-12
CA2705597A1 (en) 2007-07-26
MX2008009332A (es) 2009-01-30
US20070169938A1 (en) 2007-07-26
US20070173416A1 (en) 2007-07-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014342B1 (ru) Способы и композиции для кислотной обработки в стволе скважины
EP1814959B1 (en) Method of drilling a well bore in a subterranean formation and the use of a well drill-in fluid to establish a filter cake in at least a portion of a well bore.
US7553800B2 (en) In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
US20100252267A1 (en) Process for treatment of underground formations
MXPA05000521A (es) Proceso para el tratamiento de yacimiento subterraneos.
EP2864441A2 (en) Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations
CN110785471A (zh) 用于控制强酸系统的组合物和方法
Li et al. Research and application of eco-friendly chelating agents in plugging removal systems: A review
US10392911B1 (en) In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method
US8863841B2 (en) Alkanesulfonic acid microcapsules and use thereof in deep wells
WO2009102857A1 (en) Acidizing treatment compositions and methods
RU2736721C2 (ru) Обработка глинистых сланцев
US11584878B1 (en) Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments
US11808112B2 (en) Exothermic and/or gas-generating treatment for subterranean and pipeline operations
US11905804B2 (en) Stimulating hydrocarbon reservoirs
Almalichy et al. Carbonate Rock Matrix Acidizing: A Review of Acid Systems and Reaction Mechanisms
NO20230538A1 (en) Composition and method of reducing deposition of formate in underground formations
CA2828642A1 (en) Alkanesulfonic acid microcapsules and use thereof in deep wells
AU2017390623A1 (en) Breaker fluids and methods of use thereof
McKay et al. Use of enzymes for the in-situ generation of well treatment chemicals

Legal Events

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

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

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

Designated state(s): RU