EA021582B1 - Способ получения жидкости для подземного ремонта скважин и способ подземного ремонта скважины - Google Patents

Способ получения жидкости для подземного ремонта скважин и способ подземного ремонта скважины Download PDF

Info

Publication number
EA021582B1
EA021582B1 EA201170489A EA201170489A EA021582B1 EA 021582 B1 EA021582 B1 EA 021582B1 EA 201170489 A EA201170489 A EA 201170489A EA 201170489 A EA201170489 A EA 201170489A EA 021582 B1 EA021582 B1 EA 021582B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
alkyl
surfactant
combinations
wellbore
Prior art date
Application number
EA201170489A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170489A1 (ru
Inventor
Райан Ван Зантен
Дуглас Дж. Харрисон
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 EA201170489A1 publication Critical patent/EA201170489A1/ru
Publication of EA021582B1 publication Critical patent/EA021582B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу получения жидкости для подземного ремонта скважин, включающему контактирование цвиттерионного поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и воды для образования микроэмульгатора и контактирование микроэмульгатора с флюидом на масляной основе в условиях малого сдвига для образования микроэмульсии. Кроме того, изобретение относится к способу подземного ремонта скважин, включающему введение первой жидкости для подземного ремонта скважин, содержащей не менее одного флюида на масляной основе, в ствол скважины, в которой первая жидкость для подземного ремонта скважин образует смачиваемые нефтью твердые вещества и/или смачиваемые нефтью поверхности в стволе скважины, и контактирование смачиваемых твердых веществ и/или смачиваемых нефтью поверхностей в стволе скважины со второй жидкостью для подземного ремонта скважин, содержащей цвиттерионное поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество и рассол, для образования микроэмульсии.

Description

Настоящее изобретение главным образом относится к промывочным жидкостям для подземного ремонта скважин. В частности, изобретение относится к микроэмульгаторам и способам их получения и применения.
Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземном пласте или зоне, обычно извлекают с помощью бурения ствола скважины в подземный пласт с осуществлением циркуляции бурового раствора в стволе скважины. После остановки циркуляции бурового раствора в ствол скважины спускают трубную колонну, например обсадную колонну. Затем обычно осуществляют циркуляцию бурового раствора сверху вниз по полости трубы и снизу вверх по кольцевому пространству, находящемуся между наружной поверхностью обсадной колонны и стенками ствола скважины.
Во время бурения и, поскольку осуществляют циркуляцию бурового раствора снизу вверх по кольцевому пространству, между наружной поверхностью бурильной колонны и/или обсадной колонны и стенами ствола скважины на поверхности кольцевого пространства накапливается тонкий слой осадка. Тонкий слой осадка, именуемый фильтрационной коркой бурового раствора, помогает предотвращать фильтрацию бурового раствора в подземный пласт. После бурения и установки обсадной колонны в стволе скважины перед заканчиванием скважину необходимо освободить от бурового раствора. Дополнительно, перед эксплуатацией обсадную колонну можно очищать (например, с удалением маслянистых примесей текучей среды) и/или можно удалять фильтрационную корку. Очистка обсадной колонны может улучшить адгезию обсадной трубы к цементному раствору, используемому для изоляции кольцевого пространства, также может быть предпочтительным удаление фильтрационной корки, мешающей притоку углеводородов в ствол скважины. Раствор для заканчивания скважины, используемый для вытеснения бурового раствора, обычно является рассолом, состоящим из воды и подходящей соли (например, хлорида натрия, бромида цинка, хлорида кальция), и может содержать дополнительные компоненты, которые облегчают очистку обсадной колонны и/или удаление фильтрационной корки. Такие дополнительные компоненты должны обеспечивать эффективную очистку обсадной колонны и/или удаление фильтрационной корки при взаимодействии с высокосолевым раствором (например, рассолом). К примеру, раствор для заканчивания скважины может содержать одно или несколько поверхностно-активных веществ, таких как катионные, анионные и неионные поверхностно-активные вещества. Неионное поверхностноактивное вещество может быть рассмотрено для применения в высокосолевых растворах (например, рассолах) благодаря своей повышенной солеустойчивости и нечувствительности к мультивалентным ионам. Однако недостатки использования неионных поверхностно-активных веществ в растворе для заканчивания скважины включают наличие верхнего температурного предела стабильности микроэмульгаторов, содержащих неионные поверхностно-активные вещества. Не желая ограничиваться теорией, данная термическая неустойчивость может быть обусловлена дегидрированием этоксилатных групп неионного поверхностно-активного вещества, так как увеличивают температуру. Это явление, называемое точкой помутнения, при котором резко уменьшается растворимость неионного поверхностно-активного вещества, что приводит к разделу фаз. Дополнительно, возможно определенное неионное поверхностно-активное вещество должно быть выбрано для удаления определенного флюида на масляной основе и само по себе может проявлять меньшую универсальность при сравнении с другими видами поверхностно-активных веществ.
Катионное или анионное поверхностно-активное вещество, проявляя повышенную устойчивость и универсальность при сравнении с неионным поверхностно-активным веществом, также может иметь связанные с его использованием недостатки. Например, анионные поверхностно-активные вещества могут проявлять сниженную эффективность в рассолах, состоящих из мультивалентных ионов (например, Са2+ или Ζη2+), тогда как катионные поверхностно-активные вещества, которые совместимы с большинством рассолов для заканчивания скважины, обычно имеют проблемы токсичности, связанные с их использованием. Поэтому было бы желательно разработать соединения и способы для очистки обсадной колонны и/или удаления фильтрационной корки с подземного пласта, которые совместимы с рассолами.
Сущность изобретения
Раскрываемым здесь является способ получения жидкости для подземного ремонта скважин, включающий взаимодействие цвиттерионного поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и воды для образования микроэмульгатора и контактирование микроэмульгатора с флюидом на масляной основе в условиях малого сдвига для образования микроэмульсии.
Также раскрываемым здесь является способ подземного ремонта скважины, включающий введение первой жидкости для подземного ремонта скважин, содержащей не менее одного флюида на масляной основе, в ствол скважины, в котором первая жидкость для подземного ремонта скважин образует в стволе скважины смачиваемые нефтью твердые вещества и/или смачиваемые нефтью поверхности и взаимодействие смачиваемых нефтью твердых веществ и/или смачиваемых нефтью поверхностей в стволе скважины со второй жидкостью для подземного ремонта скважин, содержащей цвиттерионное поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество и рассол для образования микроэмульсии.
- 1 021582
Краткое описание чертежей
Для более полного понимания настоящего раскрытия и его преимуществ приводится следующее краткое описание, предоставленное в соответствии с прилагаемыми чертежами и подробным описанием, на которых показано:
фиг. 1 - диаграмма объема солюбилизированной нефти как функции от вида нефтяной основы для образцов из примера 1;
фиг. 2 - диаграмма процентного содержания очищенной нефти как функции от промывочной жидкости для образцов из примера 3;
фиг. 3 - диаграмма процентного содержания очищенной нефти как функции от промывочной жидкости для образцов из примера 4.
Подробное описание
Следует понимать, что, несмотря на то, что ниже приведено наглядное воплощение одного или более вариантов осуществления изобретения, раскрываемые системы и/или способы могут быть воплощены с применением любых способов или известных в настоящее время, или имеющихся. Раскрытие ни в коем случае не должно быть ограничено приведенными ниже наглядными воплощениями, чертежами и способами, включая примеры конструкций и воплощений, показанными и описанными здесь, но может быть изменено в рамках прилагаемой формулы изобретения наряду с полным объемом его эквивалентов.
Раскрытыми здесь являются композиции, включающие поверхностно-активное вещество и вспомогательное поверхностно-активное вещество. В варианте осуществления поверхностно-активное вещество является цвиттерионным поверхностно-активным веществом и вспомогательное поверхностно-активное вещество называется паковкой поверхностно-активного вещества (ППАВ). ППАВ может действовать как микроэмульгатор, который при взаимодействии с одним или несколькими видами масла образует эмульсию масло-в-воде. Также раскрытыми здесь являются нефтепромысловые растворы для подземного ремонта, включающие ППАВ и рассол. В варианте осуществления нефтепромысловые растворы для подземного ремонта помещаются в скважину и приводятся во взаимодействие с флюидом на масляной основе (т.е. маслосодержащим флюидом) для образования микроэмульсии. Флюид на масляной основе может быть осадком на нефтяной основе на одном или нескольких компонентах ствола скважины, смачиваемыми нефтью твердыми веществами, например, находящимися в фильтрационной корке и подобные. В некоторых вариантах осуществления изобретения для удаления осадка на нефтяной основе из обсадной колонны, например в заканчивании скважины с обсадной колонной, могут быть использованы нефтепромысловые растворы для подземного ремонта, которые также могут быть отнесены к промывочной жидкости. В других вариантах осуществления изобретения нефтепромысловые растворы для подземного ремонта могут быть использованы для удаления смачиваемых нефтью компонентов фильтрационной корки, например в заканчивании скважины с открытым забоем. Компоненты нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, так же как и способы их получения и применения, будут описаны далее.
В варианте осуществления изобретения ППАВ содержит цвиттерионное поверхностно-активное вещество. Как правило, поверхностно-активные вещества являются смачивающими агентами, которые уменьшают поверхностное натяжение жидкости, в которой они растворены, делая распределение более легким и снижая межфазное натяжение между двумя жидкостями. Цвиттерионные поверхностноактивные вещества являются электронейтральными поверхностно-активными веществами, которые несут положительный и отрицательный заряды на разных атомах в одной молекуле. Такие поверхностноактивные вещества характеризуются высокой растворимостью в воде, низкой растворимостью в органических растворителях и повышенной устойчивостью при повышенных температурах по сравнению с другими видами поверхностно-активных веществ (например, неионными поверхностно-активными веществами).
В целях данного раскрытия для образования микроэмульсии цвиттерионное поверхностно-активное вещество будет использовано вместе со вспомогательным поверхностно-активным веществом. Цвиттерионные поверхностно-активные вещества могут представить наиболее универсальное поведение во всех видах рассолов и в основном нетоксичны. Примеры цвиттерионных поверхностно-активных веществ, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают без ограничений, алкиламиноксиды, алкилбетаины, алкиламидопропилбетаин, алкилсульфобетаины, алкилсултаины, дигидроксиалкилглицинат, алкиламфоацетат, фосфолипиды, алкиламинопропионовые кислоты, алкилиминомонопропионовые кислоты, алкилиминодипропионовые кислоты или их сочетания.
В варианте осуществления изобретения цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит аминооксид. Аминооксиды, также называемые амин-Ы-оксидами или Ν-оксидами, являются химическими соединениями, которые содержат функциональную группу Ρ3Ν'-Θ-. где К может быть алкильной частью, содержащей от 1 до 20 атомов углерода. Термин аминоксид предназначается в данном раскрытии для обозначения оксидов четвертичных аминов, включая азотсодержащие ароматические соединения, сходные первичные или вторичные амины, их производные или их сочетания. Примеры аминоксидов, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают, без ограничений, дециламиноксид, додециламиноксид, тетрадециламиноксид или их сочетания.
- 2 021582
В варианте осуществления изобретения цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит бетаин. Бетаины являются нейтральными химическими веществами, содержащими положительно заряженную катионную функциональную группу и не содержащими атом водорода и отрицательно заряженную функциональную группу, не связанные с катионным центром. Например, бетаин может содержать ониум-ион (например, аммониум, фосфониум) и карбоксилатную группу. Примеры бетаинов, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают, без ограничений, децилбетаин, додецилбетаин или их сочетания.
В варианте осуществления изобретения цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит фосфолипид. Фосфолипиды по своей структуре похожи на триглицериды, за исключением того, что первый гидроксил молекулы глицерина содержит полярную фосфатную группу на месте жирной кислоты. Углеводородная цепь фосфолипида является гидрофобной, тогда как заряды на фосфатных группах делают часть молекулы гидрофильной, что делает молекулу амфифильной. Примеры фосфолипидов, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают, без ограничений, лецитин, фосфатидилхолин, их производные или их сочетания.
В варианте осуществления изобретения цвиттерионное поверхностно-активное вещество может содержаться в ПЛАВ в количестве от примерно 10 до примерно 90 мас.% от общей массовой доли ПЛАВ, как вариант от примерно 20 до примерно 80 мас.%, как вариант от примерно 30 до примерно 70 мас.%.
В варианте осуществления изобретения ППАВ содержит вспомогательное поверхностно-активное вещество. В общем вспомогательные поверхностно-активные вещества являются гидрофобными веществами, которые синергетически взаимодействуют с поверхностно-активным веществом, уменьшая межфазное напряжение между двумя жидкостями. В варианте осуществления изобретения вспомогательное поверхностно-активное вещество содержит любое гидрофобное вещество, совместимое с другими компонентами ППАВ, которое не образуется самопроизвольно или самоагрегируется. Примеры вспомогательных поверхностно-активных веществ, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают, без ограничений, алкиловые спирты (например, метанол, этанол, пропанол, бутанол и т.д.), алкилацетат, алкилпирролидон (например, н-октил-2-пирролидон, н-метилпирролидон и т.д.), алкилкетон, акриламид или их сочетания. В варианте осуществления изобретения вспомогательные поверхностно-активные вещества включают бутанол. В другом варианте осуществления изобретения вспомогательные поверхностно-активные вещества включают н-октил-2-пирролидон.
В варианте осуществления изобретения вспомогательное поверхностно-активное вещество может содержаться в ПЛАВ в количестве от примерно 10 до примерно 90 мас.% от общей массовой доли ПЛАВ, как вариант от примерно 20 до примерно 80 мас.%, как вариант от примерно 30 до примерно 70 мас.%.
В варианте осуществления изобретения ППАВ может быть приведен в контакт с чистой водой для образования микроэмульгатора. В альтернативном варианте осуществления изобретения ППАВ приведен в контакт с рассолом для образования нефтепромысловых растворов для подземного ремонта. Рассолы являются водными жидкостями, которые обычно насыщены или почти насыщены солью. В варианте осуществления изобретения нефтепромысловые растворы для подземного ремонта содержат рассол, который содержит соль в концентрации ниже концентрации насыщения, так что рассол содержит некоторое количество свободной воды. В варианте осуществления изобретения нефтепромысловые растворы для подземного ремонта описанного здесь типа могут содержать концентрированный соляной раствор, совместимый с другими компонентами нефтепромысловых растворов для подземного ремонта и предусмотренной функцией нефтепромысловых растворов для подземного ремонта.
Примеры рассолов, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают, без ограничений, насыщенные или частично насыщенные водные растворы, содержащие галогенидсодержащие соли, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов, формиатсодержащие соединения, бромид натрия (ЛаВг), хлорид кальция (СаС12), бромид кальция (СаВг2), хлорид натрия (ЛаС1), бромид цинка (ΖηΒτ2), этилформиат, формиат натрия, формиат цезия, формиат калия, метилформиат, метилхлороформиат, триэтилортоформиат, триметилортоформиат, их производные или их сочетания. В некоторых вариантах осуществления ППАВ контактирует с рассолом, полученным из смеси двух или более солей. В таких вариантах осуществления рассольная смесь может быть образована взаимодействием составляющих рассолов в любом соотношении, соответствующем их предполагаемому использованию.
Выбор рассола может быть обусловлен различными факторами, такими как условия образования и необходимая плотность получаемого раствора. В варианте осуществления изобретения рассол содержит насыщенные или частично насыщенные водные растворы, содержащие ЛаВг, альтернативно, СаС12, альтернативно, смесь СаС12/СаВг2. В варианте осуществления изобретения рассол может иметь плотность от примерно 8,5 фунтов/галлон (1018,5 кг/м3) до примерно 15,1 фунтов/галлон (1809,4 кг/м3), альтернативно, от примерно 8,5 фунтов/галлон (1018,5 кг/м3) до примерно 12,5 фунтов/галлон (1497,8 кг/м3), альтернативно, от примерно 10,5 фунтов/галлон (1258,2 кг/м3) до примерно 11,6 фунтов/галлон (1390,0 кг/м3).
В варианте осуществления изобретения способ получения нефтепромысловых растворов для подземного ремонта включает получение ППАВ взаимодействием цвиттерионного поверхностно-активного вещества со вспомогательным поверхностно-активным веществом, описанных здесь ранее. В варианте
- 3 021582 осуществления изобретения мольное соотношение цвиттерионное поверхностно-активное вещество:вспомогательное поверхностно-активное вещество в ЛПАВ может составлять от примерно 1:10 до примерно 10:1, альтернативно, от примерно 1:5 до примерно 5:1, альтернативно, от примерно 1:0,1 до примерно 0,1:1.
В варианте осуществления изобретения мольное соотношение поверхностно-активное вещество:вспомогательное поверхностно-активное вещество выбирают таким образом, чтобы не допустить разделения фаз и обеспечить однофазное состояние микроэмульгатора при контактировании с рассолом. Более того, мольное соотношение поверхностно-активное вещество:вспомогательное поверхностноактивное вещество может быть выбрано таким образом, чтобы не допустить осаждения одного или обоих компонентов ИПАВ при контактировании с рассолом. Взаимодействие цвиттерионного поверхностноактивного вещества со вспомогательным поверхностно-активным веществом может быть проведено любым известным способом (например, смешиванием, перемешиванием и т.д.) и при любых подходящих условиях.
В варианте осуществления изобретения ППАВ содержит лауриламидопропилбетаин и бутанол в мольном соотношении 1:4,8. Альтернативно, ПЛАВ содержит додециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:2. Альтернативно, ПЛАВ содержит дециламиноксид и н-октил-2-пирролидон в мольном соотношении 1:2. Альтернативно, ПЛАВ содержит дециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:2.
Способ может также включать взаимодействие ПЛАВ с жидкостью, содержащей некоторое количество свободной воды. В варианте осуществления изобретения жидкостью является водный раствор, альтернативно, частично насыщенный рассол. Жидкость и ЛПАВ могут быть приведены во взаимодействие любым способом, известным специалисту в данной области техники, с преимуществами данного раскрытия.
В варианте осуществления изобретения ППАВ или нефтепромысловые растворы для подземного ремонта способны образовывать эмульсию (микроэмульсию) масло-в-воде при контактировании с флюидом на масляной основе. Микроэмульсии являются термодинамически стабильными смесями нефти, воды (например, рассола) и поверхностно-активного вещества (например, цвиттерионного поверхностноактивного вещества и вспомогательного поверхностно-активного вещества). В отличие от общеизвестных эмульсий, микроэмульсии данного раскрытия образуются самопроизвольно или почти самопроизвольно при взаимодействии компонентов в условиях малого сдвига, что противоположно условиям, обычно используемым при образовании традиционных эмульсий.
Для того чтобы при взаимодействии компонентов эмульсия образовалась самопроизвольно или почти самопроизвольно, должно произойти уменьшение свободной энергии системы. Такое уменьшение свободной энергии происходит за счет уменьшения конформационной энтропии, поверхностного натяжения и энергии кривизны. Изменение свободной энергии системы представлено следующими уравнениями 1 и 2:
АС = АН- Т А8 Уравнение 1 = -ΓΔ5 Уравнение 2 в которых С - свободная энергия Г иббса;
Т - температура; δ -энтропия;
А - площадь границы раздела фаз и γ - межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода.
Образование нескольких маленьких капель увеличивает энтропию, однако образование этих капелек также приводит к значительному увеличению площади поверхности раздела фаз нефть/вода. Величина образованной площади поверхности огромна и производит увеличенный расход энергии при взаимодействии нефть/вода. Расход энергии должен быть уменьшен добавлением поверхностно-активных веществ, которые снижают межфазное напряжение, таким образом уменьшая количество энергии для образования поверхности раздела. Обычно эмульгирование - несамопроизвольный процесс, так что ΔΑ·γο„>>ΤΔδ. Однако количество термодинамической энергии, необходимой для образования новой поверхности раздела (ΔΑ·γο„), мало в сравнении с количеством энергии, необходимой для образования традиционной эмульсии. Требуемая дополнительная энергия вызвана кривизной поверхности раздела. Количество энергии, необходимое для изменения кривизны поверхности раздела, может быть представлено следующим уравнением 3:
Р= рл·|(ё/2Хс, +с,-2с„У -к-с,с^+ЖЗу(ф) Уравнение 3 в котором к - модуль изгиба;
К - гауссов модуль;
с1 и с2 - радиусы кривизны;
с0 - самопроизвольная кривизна и
- 4 021582
ΝΚΤΓ(Φ) - энтропийная по происхождению.
Добавление в систему вспомогательного поверхностно-активного вещества уменьшает значение к, снижая, таким образом, количество энергии, необходимое для образования искривленной поверхностноактивной пленки на границе раздела нефть/вода.
В варианте осуществления изобретения ППАВ и/или нефтепромысловые растворы для подземного ремонта описанного здесь типа при взаимодействии с флюидом на масляной основе способны образовывать эмульсию масло-в-воде менее чем примерно за 10 мин, альтернативно, менее чем примерно за 5 мин, альтернативно, почти мгновенно в условиях малого сдвига. Здесь условия малого сдвига относятся к способности ППАВ и/или нефтепромысловых растворов для подземного ремонта при взаимодействии с флюидом на масляной основе образовывать эмульсию масло-в-воде без дополнительного перемешивания.
В варианте осуществления ППАВ и/или нефтепромысловые растворы для подземного ремонта описанного здесь типа при взаимодействии с флюидом на масляной основе способны образовывать эмульсию масло-в-воде самопроизвольно. Не ограничиваясь какой-либо теорией, можно предположить, что свободная энергия Гиббса самообразования эмульсии масло-в-воде может быть равной или меньше 0.
В варианте осуществления изобретения количество флюида на масляной основе, солюбилизированное нефтепромысловыми растворами для подземного ремонта и/или ППАВ описанного здесь типа составляет от примерно 0,01 до примерно 1,0 мл флюида на масляной основе на 1 мл 30 мас.% нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, альтернативно, от примерно 0,01 до примерно 0,5 мл флюида на масляной основе на 1 мл 15 мас.% нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, альтернативно, от примерно 0,01 до примерно 0,25 мл флюида на масляной основе на 1 мл 7,5 мас.% нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, альтернативно, от примерно 0,01 до примерно 0,9 мл флюида на масляной основе на 1 мл 30 мас.% нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, альтернативно, от примерно 0,01 до примерно 0,8 мл флюида на масляной основе на 1 мл 30 мас.% нефтепромысловых растворов для подземного ремонта.
Нефтепромысловые растворы для подземного ремонта описанного здесь типа могут проявлять термическую устойчивость, что определяется их способностью эмульгировать флюид на масляной основе после взаимодействия с рассолом и статического состаривания при температуре от примерно 18,33°С (65°Р) до примерно 176,67°С (350°Р), альтернативно, от 21,11°С (70°Р) до 93,33°С (200°Р), альтернативно, от примерно 23,89°С (75°Р) до примерно 48,89°С (120°Р) за период от примерно 1 до примерно 240 ч, альтернативно, от примерно 1 до примерно 120 ч, альтернативно, от примерно 1 до примерно 24 ч.
В варианте осуществления изобретения способ подземного ремонта ствола скважины включает бурение ствола скважины в подземном пласте и введение в подземный пласт жидкости для подземного ремонта скважин, которая включает не менее одного флюида на масляной основе, в котором в результате образуются покрытые нефтью/смачиваемые твердые вещества (например, фильтрационная корка, обломки выбуренной породы и т.д.) и/или покрытые нефтью смачиваемые поверхности. Следует понимать, что подземный пласт включает как площади под внешней поверхностью земли, так и площади под землей, покрытой водой, например морской или пресной водой. Флюиды на масляной основе здесь относятся к буровым растворам на нефтяной основе или жидкостям для подземного ремонта скважин, инвертным эмульсиям, жидкостям для подземного ремонта скважин, практически не содержащим водных компонентов, и подобным. Примеры флюидов на масляной основе, подходящих для использования в настоящем раскрытии, включают, без ограничений, олефины, нефтепродукты на основе внутренних олефинов, минеральные масла, керосин, дизель, топливную нефть, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их сочетания. В некоторых вариантах осуществления изобретения после бурения способ далее включает спуск обсадной колонны в ствол скважины и крепление/демонтирование обсадной колонны в положении против подземного пласта с использованием герметика (например, цемента).
После бурения и/или установки обсадной колонны в стволе скважины проводят заканчивание скважины для подготовки ствола скважины для добычи углеводородов. Заканчивание скважины включает первое перфорирование подземного пласта путем введения перфорационной жидкости в ствол скважины и гидроструйную обработку перфорационной жидкостью из ствола скважины подземного пласта с созданием перфорационных каналов в подземном пласте. В варианте осуществления изобретения введение флюида на масляной основе (например, бурового раствора, перфорационной жидкости) может привести к образованию смачиваемых нефтью твердых веществ и/или смачиваемых нефтью поверхностей внутри ствола скважины. Смачиваемыми нефтью твердыми веществами и/или поверхностями может являться осадок на нефтяной основе, локализованный на составных частях ствола скважины, стенках обсадной колонны, поверхности пласта, поверхности разрыва, перфорации, на фильтре (например, гравийном фильтре) или других частях оборудования, находящихся в стволе скважины или подземном пласте, фильтрационной корки на нефтяной основе или фильтрационной корки на водной основе, которая была загрязнена нефтью.
Нефтепромысловые растворы для подземного ремонта описанного здесь типа могут быть введены в ствол скважины и приведены в соприкосновение с жидкостью на нефтяной основе, смачиваемыми неф- 5 021582 тью твердыми веществами и/или смачиваемыми нефтью поверхностями, что приводит к образованию эмульсии масло-в-воде. В варианте осуществления изобретения нефтепромысловые растворы для подземного ремонта, введенные в ствол скважины, являются жидкостью для заканчивания скважины, содержащей рассол, поверхностно-активное вещество (например, лауриламидопропилбетаин) и вспомогательное поверхностно-активное вещество (например, бутанол). Здесь жидкость заканчивания скважины относится к несодержащим твердых частиц жидкостям, используемым для заканчивания нефтяной или газовой скважины. Эту жидкость помещают в скважину для того, чтобы облегчить такие финальные операции перед началом эксплуатации, как установка фильтров хвостовика, пакеров, забойных клапанов или выполнение пулевой перфорации в зоне добычи. Жидкость предполагает управление скважиной, если скважинная аппаратура функционально ненадежна, без повреждения продуктивного пласта или компонентов заканчивания.
В варианте осуществления изобретения, в котором в ствол скважины устанавливают обсадную колонну (т.е. с обсаженным стволом скважины), жидкость на нефтяной основе, и/или смачиваемые нефтью твердые вещества, и/или поверхность могут находиться на стенах обсадной колонны. В таком варианте осуществления изобретения нефтепромысловые растворы для подземного ремонта могут контактировать с жидкостью на нефтяной основе на стенках или поверхностях обсадной колонны. При соприкосновении с жидкостью на нефтяной основе нефтепромысловые растворы для подземного ремонта образуют микроэмульсии, которые затем удаляют из ствола скважины.
В другом варианте осуществления изобретения (т.е. с необсаженным стволом скважины) жидкостью на нефтяной основе, и/или смачиваемыми нефтью твердыми вещества, и/или поверхностью могут быть образованы фильтрационные корки по стенкам ствола скважины. В таком варианте осуществления изобретения нефтепромысловые растворы для подземного ремонта могут образовывать микроэмульсии при контактировании со смачиваемыми нефтью компонентами фильтрационной корки. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, удаление смачиваемых нефтью компонентов может увеличить чувствительность фильтрационной корки к разложению другими агентами (например, кислотой). Способы удаления фильтрационной корки, включающей смачиваемые нефтью компоненты, описаны, к примеру, в заявке на патент США 12/120159 СотромОощ апй МсЙюЙ5 Гог (Не Кетоуа1 оГ Ой-Вакей РШегсакек, зарегистрированной 13 мая 2008 г. и представленной здесь в своей полноте в качестве ссылки.
Далее способ может включать гидроразрыв пласта путем закачки жидкостей гидроразрыва в перфорационные каналы, таким образом, гидроразрыв от перфорационных каналов вглубь подземного пласта. Затем можно вести эксплуатацию, если желаемо или удобно, как, например, в нефтегазовой скважине.
В варианте осуществления изобретения ППАВ нефтепромысловые растворы для подземного ремонта или сразу оба используют для удаления флюида на масляной основе с одного или более смачиваемых нефтью твердых веществ и/или смачиваемых нефтью поверхностей, расположенных за пределами ствола скважины. Например, ППАВ может контактировать с поверхностью одного или нескольких материалов, которые находились в соприкосновении с флюидом на масляной основе. В таком варианте осуществления изобретения ППАВ может контактировать с обломками выбуренной породы, оборудованием ствола скважины и т.п., на чьих поверхностях находится флюид на масляной основе. Взаимодействие нефтепромысловых растворов для подземного ремонта с такими материалами может привести к образованию микроэмульсий и удалению флюида на масляной основе с поверхностей этих материалов.
Примеры
Раскрытие было описано в общем плане, следующие примеры представлены как частные случаи осуществления раскрытия и чтобы показать их применения и преимущества. Ясно, что примеры представлены в качестве пояснения и не направлены на ограничение описания или формулы изобретения каким бы то ни было образом.
Пример 1.
Была изучена способность нефтепромысловых растворов для подземного ремонта описанного здесь типа образовывать микроэмульсии при взаимодействии с различными маслами. Различными использованными маслами было дизельное топливо, Е§САГО 110, ХР-07 и АССОЬАОЕ. ЕЗСЛГО 110 углеводородная жидкость является нефтяным дистиллятом, коммерчески доступны у ΕΧΧΟΝ-ΜΟΒΙΡ Согр; ΧΡ-07 - масло из нефти парафинового основания; и АССОРЛЭЕ - олефиновая/сложноэфирная смесь, каждая из которых коммерчески доступна у НаШЪийоп Епегду Бегуюек. Было приготовлено четыре образца нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, обозначенных как образцы 1-4. Образец 1 содержал лауриламидопропилбетаин и бутанол в мольном соотношении 1:4,8. Образец 2 содержал додециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:4. Образец 3 содержал дециламиноксид и н-октил-2пирролидон в мольном соотношении 1:2. Образец 4 содержал додециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:2.
К каждому раствору цвиттерионного поверхностно-активного вещества/вспомогательного поверхностно-активного вещества добавили рассол бромида натрия в объемном соотношении 1: 1 для того, чтобы получить образцы 1-4, содержащие 15 мас.% цвиттерионного поверхностно-активного вещест- 6 021582 ва/вспомогательного поверхностно-активного вещества в 10,5 фунтов/галлон (1258,2 кг/м3) бромида натрия. Компоненты каждого образца сведены в табл. 1.
Таблица 1
Образец Цвиттерионное поверхностноактивное вещество Вспомогательное поверхностно- активное вещество Мольное соотношение цвиттерионное поверх ностно-актн вное вещество: вспомогательное поверхностноактивное вещество Рассол Концентрация рассола в нефтепромысловых растворах для подземного ремонта
1 Лауриламидо- пропилбетаин Бутанол 1:4,8 ЧаВг 10,5 фунтов на галлон (1258,2 кг/м3)
2 Додециламин- оксид Бутанол 1:4 ЧаВг 10,5 фунтов на галлон
(1258,2кг/м3)
3 Дециламиноксид н-окгил-2- пироллидон 1:2 КаВг 10,5 фунтов на галлон (1258,2кг/м3)
4 Децил аминоксид Бутанол 1:2 КаВг 10,5 фунтов на галлон (1258,2кг/м3)
В пробирки, содержащие 4 мл образца нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, добавили от примерно 0,4 до примерно 0,9 мл масел. Пробирки прокрутили один или два раза, чтобы обеспечить малый сдвиг. Менее чем через 45 с после прокручивания пробирок наблюдали образование микроэмульсий. Фиг. 1 - диаграмма объема солюбилизированной нефти как функции от вида нефти для образцов 1-4. Результаты показали, что образцы нефтепромысловых растворов для подземного ремонта были способны образовывать микроэмульсии при взаимодействии с маслами в условиях малого сдвига.
Также была исследована способность нефтепромысловых растворов для подземного ремонта эмульгировать нефть в присутствии твердых частиц. Приготовили четыре образца; каждый образец содержал 4 мл или образцов 1, 2, 3 или 4 и 0,5 мл АССОЬАПЕ промыслового бурового раствора. Пробирки прокрутили один или два раза, чтобы обеспечить малый сдвиг и образовать микроэмульсию. АССОЬАОЕ промысловым буровым раствором являлась АССОЬАОЕ базовая жидкость со стандартными добавками, включая барит в качестве утяжелителя. Наблюдали, что базовая жидкость была удалена из твердых частиц, оставив их смоченными водой. Далее наблюдали, что образец 1 лучше всего удаляет АССОЬАОЕ из твердых частиц. Не желая ограничиваться теорией, лучшее действие образца 1 (который содержит бетаин в качестве цвиттерионного поверхностно-активного вещества) при сравнении с образцами 2-4 (которые содержат аминоксид в качестве цвиттерионного поверхностно-активного вещества) может быть связано с тем, что бетаин формально имеет два полных заряда, тогда как аминоксиды формально имеют два частичных заряда. Полные заряды на бетаине могут увеличивать поверхностную активность молекулы, которая может увеличить способность нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, содержащих бетаины, удалять с поверхности частицы и солюбилизировать нефтемасло при сравнении с нефтепромысловыми растворами для подземного ремонта, содержащими аминоксиды.
Пример 2.
Была исследована термическая устойчивость нефтепромысловых растворов для подземного ремонта. Было приготовлено три образца нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, обозначенных как образцы 5-7. Образец 5 содержал додециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:4 и был приведен в соприкосновение с 10,5 фунтов/галлон (1258,2 кг/м3) рассола ЫаВг. Образец 6 содержал додециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:4 и был приведен в соприкосновение с 11,0 фунтов/галлон (1318,0 кг/м3) рассола СаС12. Образец 7 содержал додециламиноксид и бутанол в мольном соотношении 1:4 и был приведен в соприкосновение с 13,5 фунтов/галлон (1618,0 кг/м3) смесью рассола СаС12 и СаВг2. Табл. 2 представляет компоненты, соотношения и концентрации образцов 5-7.
- 7 021582
Таблица 2
Образец Цвиттерионное поверхностноактивное вещество Вспомогатель- ное поверхностно- активное вещество Мольное соотношение цвиттерионное поверхностно- активное вещество:вспомога- тельное поверхностноактивное вещество Рассол Концентрация рассола в нефтепромысловых растворах для подземного ремонта
5 Додециламин- оксид Бутанол 1:4 ЧаВг 10,5 фунтов на галлон (1258, кг/м3 )
6 Додециламин- оксид Бутанол 1:4 СаСБ 11,0 фунтов на галлон (1318,0 кг/м’)
7 Додецилзмин- оксид Бутанол 1:4 СаСБ/СаВг, 13,5 фунтов на галлон (1618,0 кг/м’)
Образцы 5-7 испытывали на статическое старение путем нагревания каждого образца в печи при 121,11°С (250°Б) в течение 16 ч. Состаренные образцы нефтепромысловых растворов для подземного ремонта визуально осмотрели. Оба образца 5 и 6 слегка пожелтели, тогда как образец 7 не изменился. Способность состаренных образцов нефтепромысловых растворов для подземного ремонта растворять масло исследовали путем добавления к образцам 5-7 базовых масел, описанных в примере 1. Все образцы сохранили свою способность растворять различные масла в условиях малого сдвига.
Пример 3.
Была исследована и сравнена с традиционными очистителями обсадной колонны способность нефтепромысловых растворов для подземного ремонта, именуемых также промывочными жидкостями, солюбилизировать буровые растворы на основе нефти. Нефтепромысловыми растворами для подземного ремонта являлись образцы 1 и 2 из примера 1. Традиционными очистителями являлись ВАКАЗСКИВ, указанный образец 3, который является промывочным раствором обсадной колонны коммерчески доступным у НаШЪийоп Епегду §егу1се8, 1пс. и коммерчески доступный промывочный раствор обсадной колонны, указан как образец 4. ВАКАЗСКИВ и образец 4 не совместимы с любыми рассолами. Буровым раствором на основе нефти был 15 фунтов/галлон (1797,2 кг/м3) ЛССОБЛЭЕ. Промывочные испытания проводили при 4,44°С (40°Р), 23,89°С (75°Р) и 48,89°С (120°Б) и образцы перед использованием нагревали до температуры промывочного испытания.
Промывочные испытания проводили намазыванием ЛССОБЛЭЕ на внутреннюю поверхность 400 мл стеклянного стакана ΡΥΚΕΧ между отметками на стакане в 75 и 200 мл. Прежде чем смазать стакан АССОБЛЭЕ. его взвесили, чтобы определить массу использованного АССОБЛЭЕ. В стакан, смазанный АССОБЛЭЕ. добавили 175 мл образца. Затем стакан поместили в циркуляционную ванну с двойными стенками, наполненную водой для поддержания постоянной температуры во время промывочных испытаний. Каждый образец перемешивали в течение 10 мин с реометром БЛЫЫ 35А, который коммерчески доступен у Бапп 1п81гптеп18, 1пс. Примененные скорости испытания составили 600, 300 и 100 об/мин. По окончании промывочных испытаний стакан достали из циркуляционной ванны и вылили нефтепромысловые растворы для подземного ремонта. Стакан аккуратно промыли 10-50 мл деионизированной водой и этанолом. Если на дне стакана оставалось некоторое количество АССОЬАЭЕ, его принимали удаленным со стенок стакана.
Затем стакан или помещали в вакуумную печь, установленную на комнатную температуру, и высушивали под вакуумом в течение 30 мин, или сушили в вакуумной печи при температуре 48,89-65,56°С (120-150°Б) не менее 4 ч. После этого стакан взвешивали для определения оставшегося количества АССОЬАЭЕ.
Результаты показывают, что образец 3 удалил все следы АССОЬАЭЕ; однако он имел низкую плотность (около 7 фунтов/галлон (838,8 кг/м3)) и не сочетался с каким-либо рассолом. Фиг. 2 - диаграмма процентного содержания очищенной АССОЬАЭЕ как функции от вида образца для промывочного испытания, проведенного при 23,89°С (75°Б) и скорости 300 об/мин. Результаты показали, что образцы 1 и 2 были способны удалить со стакана более 90% АССОЬАЭЕ; однако образец 4 был способен удалить около 70% АССОЬАЭЕ. Образец 4 также имел низкую плотность (около 7,5 фунтов/галлон (898,7 кг/м3))
- 8 021582 и не сочетался с каким-либо рассолом. После того как к образцу 4 добавили воду, образец стал непрозрачным, что предполагает, что образец 4 не образует микроэмульсию с водой. Не желая ограничиваться теорией, непрозрачный раствор был короткоживущей кинетически стабилизированной эмульсией. Образец 4 с добавленным водным раствором разделился на две фазы в течение 1 ч, демонстрируя эту крайне неустойчивую эмульсию.
Пример 4.
Была исследована и сравнена с традиционными очистителями обсадной колонны способность нефтепромысловых растворов для подземного ремонта описанного здесь типа, именуемых также промывочными жидкостями, солюбилизировать буровой раствор на основе дизельного топлива. Использованными для этого примера нефтепромысловыми растворами для подземного ремонта был образец 2 из примера 1. Традиционным очистителем обсадной колонны был образец 4 из примера 3. Буровой раствор на основе дизельного топлива имел высокое содержание твердых частиц с плотностью 17,1 фунтов/галлон (2049,0 кг/м3). Фиг. 3 - диаграмма процентного содержания солюбилизированного дизеля как функции от вида образца для промывочного испытания, проведенного при 23,89°С (75°Р) и скорости 300 об/мин. Результаты показали, что образец 2 был способен удалить со стакана более 30% бурового раствора на основе дизельного топлива, тогда как образец 4 был способен удалить около 10% бурового раствора на основе дизельного топлива.
Поскольку были показаны и описаны варианты осуществления раскрытия, специалистом в данной области техники могут быть проведены их модификации, не отходя от сущности и положений раскрытия. Описанные здесь варианты осуществления являются только примерами и не должны быть ограничены. Много вариантов и модификаций раскрытия, описанного здесь, возможны и находятся в пределах объема изобретения. Если специально указаны числовые диапазоны или ограничения, следует понимать, что такие указанные диапазоны или ограничения включают повторяющиеся диапазоны или ограничения похожего значения, лежащего внутри специально указанных числовых диапазонов или ограничений (например, от примерно 1 до примерно 10 включает 2, 3, 4 и т.д.; более 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). К примеру, каждый раз, когда раскрывают числовой диапазон с нижним пределом Къ и верхним пределом Кп, любое число, лежащее внутри диапазона, специально раскрывается. В частности, специально раскрываются следующие числа, лежащие внутри диапазона: К = Къ + к(К - Къ), где к - переменная, изменяющаяся от 1 до 100% с приращением 1%, т.е. к - это 1, 2, 3, 4, 5, ... 50, 51, 52, .... , 95, 96, 97, 98, 99 или 100%. Более того, любой числовой диапазон, определенный двумя числами К, как определено выше, также специально раскрывается. Использование термина дополнительно по отношению к любому элементу формулы изобретения должен означать, что любой предметный элемент является требуемым или, альтернативно, не является таковым. Оба варианта должны входить в объем формулы изобретения. Следует понимать, что использование более широких понятий, таких как включать, содержать, имеющий и т.д., предоставляет поддержку более узким терминам, таким как состоящий из, состоящий преимущественно из, содержащий в основном и т.д.
Вследствие этого объем правовой охраны не ограничен описанием, представленным выше, но ограничен только формулой изобретения, которая последует ниже, данным объемом, включая все эквиваленты объекта формулы изобретения. Каждый пункт формулы изобретения включен в описание как вариант осуществления настоящего раскрытия. Таким образом, пункты формулы изобретения являются дальнейшим описанием и представляют дополнение к вариантам осуществления настоящего раскрытия. Обсуждение ссылки не является запросом, так как это предшествующий данному раскрытию уровень техники, в особенности любая ссылка, дата публикации которой может быть после даты приоритета заявки на данное изобретение. Раскрытия всех патентов, патентные заявки и публикации, использованные здесь, являются включенными в описание в качестве ссылки при условии, что они предоставляют дополнительные к установленным здесь пример, методику или другие детали.

Claims (23)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения жидкости для подземного ремонта скважин, включающий контактирование цвиттерионного поверхностно-активного вещества, выбранного из группы, состоящей из алкиламиноксидов, алкилбетаинов, алкиламидопропилбетаина, алкилсульфобетаинов, алкилсултаинов, дигидроксиалкилглицината, алкиламфоацетата, фосфолипидов, алкиламинопропионовых кислот, алкилиминомонопропионовых кислот, алкилиминодипропионовых кислот и их сочетаний, вспомогательного поверхностно-активного вещества, представляющего собой гидрофобное вещество, которое синергетически взаимодействует с поверхностно-активным веществом, уменьшая межфазное напряжение между двумя жидкостями, и воды для образования микроэмульгатора;
    контактирование микроэмульгатора с флюидом на масляной основе в условиях малого сдвига для образования микроэмульсии.
  2. 2. Способ по п.1, в котором алкилбетаин включает децилбетаин, додецилбетаин или их сочетания.
  3. 3. Способ по п.1, в котором алкиламиноксид включает дециламиноксид, додециламиноксид, тетрадециламиноксид или их сочетания.
  4. 4. Способ по п.1, в котором фосфолипид включает лецитин, фосфотидилхолин и их сочетания.
  5. 5. Способ по п.1, в котором вспомогательное поверхностно-активное вещество включает алкиловые спирты, алкилацетат, алкилпирролидон, алкилкетон, акриламид или их сочетания.
  6. 6. Способ по п.5, в котором алкиловый спирт включает метанол, этанол, пропанол, бутанол или их сочетания.
  7. 7. Способ по п.5, в котором алкилпирролидон включает н-октил-2-пирролидон, н-метилпирролидон или их сочетания.
  8. 8. Способ по п.1, в котором цвиттерионное поверхностно-активное вещество и вспомогательное поверхностно-активное вещество находятся в микроэмульгаторе в мольном соотношении от 1:10 до 10:1.
  9. 9. Способ по п.1, в котором вспомогательное поверхностно-активное вещество не способно к спонтанной агрегации.
  10. 10. Способ по п.1, в котором флюид на масляной основе включает олефины, нефтепродукты на основе внутренних олефинов, минеральные масла, керосин, дизельное масло, топливную нефть, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти или их сочетания.
  11. 11. Способ по п.1, в котором количество флюида на масляной основе, вступившего во взаимодействие с микроэмульгатором, составляет от 0,01 до 1,0 мл флюида на масляной основе на 1 мл 30 мас.% раствора микроэмульгатора.
  12. 12. Способ по п.1, в котором микроэмульсия образуется менее чем за 10 мин.
  13. 13. Способ по п.1, в котором микроэмульгатор после выдерживания при температуре от 65°Р (18,3°С) до 350°Р (176,7°С) в течение от 1 до 240 ч сохраняет свою способность образовывать микроэмульсию при взаимодействии с флюидом на масляной основе.
  14. 14. Способ по п.1, в котором микроэмульгатор является раствором для подземного ремонта ствола скважины.
  15. 15. Способ по п.1, в котором микроэмульсию образуют в стволе скважины.
  16. 16. Способ подземного ремонта скважины, включающий введение первой жидкости для подземного ремонта скважин, содержащей не менее одного флюида на масляной основе, в ствол скважины, в которой первая жидкость для подземного ремонта скважин образует смачиваемые нефтью твердые вещества и/или смачиваемые нефтью поверхности в стволе скважины;
    контактирование смачиваемых нефтью твердых веществ и/или смачиваемых нефтью поверхностей в стволе скважины со второй жидкостью для подземного ремонта скважин, содержащей цвиттерионное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкиламиноксидов, алкилбетаинов, алкиламидопропилбетаина, алкилсульфобетаинов, алкилсултаинов, дигидроксиалкилглицината, алкиламфоацетата, фосфолипидов, алкиламинопропионовых кислот, алкилиминомонопропионовых кислот, алкилиминодипропионовых кислот и их сочетаний;
    вспомогательное поверхностно-активное вещество, представляющее собой гидрофобное вещество, которое синергетически взаимодействует с поверхностно-активным веществом, уменьшая межфазное напряжение между двумя жидкостями, и рассол для образования микроэмульсии.
  17. 17. Способ по п.16, в котором рассол содержит растворы, включающие галогенидсодержащие соли, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов, формиатсодержащие соединения, такие как бромид натрия (ИаВт), хлорид кальция (СаС12), бромид кальция (СаВг2), хлорид натрия (ИаС1), бромид цинка (ΖηΒτ2), этилформиат, формиат натрия, формиат цезия, формиат калия, метилформиат, метилхлороформиат, триэтилортоформиат, триметилортоформиат или их сочетания.
  18. 18. Способ по п.16, в котором рассол включает бромид натрия, хлорид кальция, бромид кальция, хлорид натрия, бромид цинка и их сочетания.
    - 10 021582
  19. 19. Способ по п.16, в котором рассол имеет плотность от 8,5 фунтов/галлон (1018,5 кг/м3) до 15,1 фунтов/галлон (1809,4 кг/м3).
  20. 20. Способ по п.16, в котором флюид на масляной основе включает олефины, нефтепродукты на основе внутренних олефинов, минеральные масла, керосин, дизельное масло, топливную нефть, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти или их сочетания.
  21. 21. Способ по п.16, в котором смачиваемые нефтью твердые вещества и/или смачиваемые нефтью поверхности включают осадки на нефтяной основе на обсадной колонне, компоненты фильтрационной корки, компоненты на поверхности пласта, компоненты поверхности гидроразрыва, компоненты перфорации, компоненты на фильтре, компоненты на гравийном фильтре или их сочетания.
  22. 22. Способ по п.16, дополнительно включающий удаление микроэмульсии из ствола скважины.
  23. 23. Способ по п.16, дополнительно включающий предоставление первой композиции, содержащей цвиттерионное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкиламиноксидов, алкилбетаинов, алкиламидопропилбетаина, алкилсульфобетаинов, алкилсултаинов, дигидроксиалкилглицината, алкиламфоацетата, фосфолипидов, алкиламинопропионовых кислот, алкилиминомонопропионовых кислот, алкилиминодипропионовых кислот и их сочетаний; и вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое представляет собой гидрофобное вещество, синергетически взаимодействующее с поверхностно-активным веществом, уменьшая межфазное напряжение между двумя жидкостями;
    контактирование первой композиции с рассолом для образования второй жидкости для подземного ремонта скважин и контактирование второй жидкости для подземного ремонта скважин со смачиваемыми нефтью твердыми веществами и/или смачиваемыми нефтью поверхностями в стволе скважины.
EA201170489A 2008-09-26 2009-09-08 Способ получения жидкости для подземного ремонта скважин и способ подземного ремонта скважины EA021582B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/239,442 US7833943B2 (en) 2008-09-26 2008-09-26 Microemulsifiers and methods of making and using same
PCT/GB2009/002156 WO2010034965A1 (en) 2008-09-26 2009-09-08 Microemulsifiers and methods of making and using same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170489A1 EA201170489A1 (ru) 2011-10-31
EA021582B1 true EA021582B1 (ru) 2015-07-30

Family

ID=41401662

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170489A EA021582B1 (ru) 2008-09-26 2009-09-08 Способ получения жидкости для подземного ремонта скважин и способ подземного ремонта скважины

Country Status (11)

Country Link
US (2) US7833943B2 (ru)
EP (1) EP2350225A1 (ru)
AU (1) AU2009295684B2 (ru)
BR (1) BRPI0919116B1 (ru)
CA (1) CA2737870C (ru)
EA (1) EA021582B1 (ru)
EC (1) ECSP11010940A (ru)
EG (1) EG27167A (ru)
MX (1) MX2011003227A (ru)
MY (1) MY160397A (ru)
WO (1) WO2010034965A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2720120C2 (ru) * 2018-10-08 2020-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" Композиция пав для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин в условиях падающей добычи

Families Citing this family (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8871695B2 (en) * 2007-04-25 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated In situ microemulsions used as spacer fluids
GB0713180D0 (en) * 2007-07-06 2007-08-15 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US7833943B2 (en) * 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
WO2010053904A2 (en) * 2008-11-07 2010-05-14 M-I L.L.C. Non-aqueous breaker fluids and methods of use thereof
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
US8887809B2 (en) 2009-08-31 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising transient polymer networks
US8881820B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks
US8813845B2 (en) * 2009-08-31 2014-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use
US9029155B2 (en) * 2010-05-20 2015-05-12 Schlumberger Technology Corporation Direct measurement of fluid contamination
US8592350B2 (en) 2010-06-30 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant additives used to retain producibility while drilling
US8418761B2 (en) 2010-07-29 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Stimuli-responsive high viscosity pill
US20130112416A1 (en) * 2010-07-29 2013-05-09 Ramesh Varadaraj Compositions and Methods for Protecting Metal Surfaces from Corrosion
US20130112417A1 (en) * 2010-07-29 2013-05-09 Ramesh Varadaraj Compositions and Methods for Protecting Metal Surfaces from Corrosion
US20130112418A1 (en) * 2010-07-29 2013-05-09 Ramesh Varadaraj Composition and Methods for Protecting Metal Surfaces from Corrosion
WO2012015511A1 (en) * 2010-07-29 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Compositions and methods for protecting metal surfaces from corrosion
US8453741B2 (en) 2010-09-23 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids
US8955589B2 (en) * 2010-12-20 2015-02-17 Intevep, S.A. Formulation and method of use for stimulation of heavy and extraheavy oil wells
US8763705B2 (en) 2011-03-25 2014-07-01 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing
US9102860B2 (en) * 2011-06-16 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
US20130133886A1 (en) * 2011-06-17 2013-05-30 Baker Hughes Incorporated Time-delay Fluids for Wellbore Cleanup
US20130048281A1 (en) * 2011-08-25 2013-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
US10385260B2 (en) 2012-01-12 2019-08-20 Ecolab Usa Inc. Fracturing fluids including amine oxides as flowback aids
US9353261B2 (en) 2012-03-27 2016-05-31 Nalco Company Demulsifier composition and method of using same
US9701888B2 (en) 2012-03-27 2017-07-11 Ecolab Usa Inc. Microemulsion flowback aid composition and method of using same
EP2838970B1 (en) 2012-04-15 2016-12-28 Flotek Chemistry, LLC Surfactant formulations for foam flooding
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US20140367111A1 (en) * 2013-06-12 2014-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Wettability altering gellable treatment fluids
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
US9505970B2 (en) 2014-05-14 2016-11-29 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10294757B2 (en) 2014-07-28 2019-05-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
EP3262276B1 (en) 2015-02-27 2020-10-07 Ecolab USA Inc. Compositions for enhanced oil recovery
EP3344723B1 (en) * 2015-09-01 2021-03-17 Baker Hughes Holdings LLC Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs
US20170253787A1 (en) * 2016-03-01 2017-09-07 M-I L.L.C. Complex emulsifier compositions and methods of use
WO2017196938A1 (en) 2016-05-13 2017-11-16 Ecolab USA, Inc. Corrosion inhibitor compositions and methods of using same
EP3475386B1 (en) 2016-06-28 2021-03-31 Ecolab USA Inc. Composition, method and use for enhanced oil recovery
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
CN108424760B (zh) * 2018-04-23 2021-02-23 中国石油大学(华东) 一种适用于致密油储层的co2敏感的压裂-排驱体系及其制备方法与应用方法
US10711179B2 (en) 2018-07-04 2020-07-14 Deepak Patil Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs
US10752829B2 (en) * 2018-10-25 2020-08-25 Cnpc Usa Corporation Compositions of hydraulic fracturing fluid and method thereof
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods
CN114381282B (zh) * 2021-12-17 2024-05-28 中国石油大学(华东) 表面活性剂及其制备方法、微乳液封堵剂及其制备方法和水基钻井液

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2032491A (en) * 1978-08-09 1980-05-08 Elf Aquitaine Well spacer fluids
US20020010104A1 (en) * 1998-07-30 2002-01-24 Colgate-Palmolive Company Water-in-oil microemulsion for providing cosmetic attributes to fabric softening base composition
US20060137879A1 (en) * 2004-12-28 2006-06-29 Chan Albert F Method for removing filter cake from a horizontal wellbore using acid foam
WO2006109016A1 (en) * 2005-04-14 2006-10-19 Surfactant Technologies Limited A microemulsion cleaning composition
US20080110618A1 (en) * 2004-09-03 2008-05-15 Baker Hughes Incorporated In Situ Fluid Formation for Cleaning Oil- or Synthetic-Oil-Based Mud

Family Cites Families (358)

* 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
US2050392A (en) * 1933-07-13 1936-08-11 Starr Sweetland Corp Fuel injector
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
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
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
US3636465A (en) * 1967-09-29 1972-01-18 Us Navy Compensated negative resistance device
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
US3630285A (en) * 1970-05-22 1971-12-28 Amoco Prod Co Acidizing high-temperature wells
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
US4136739A (en) * 1977-08-19 1979-01-30 Exxon Production Research Company Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation
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
US4267887A (en) * 1979-02-22 1981-05-19 Union Oil Company Of California Method for acidizing high temperature subterranean formations
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
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
US4526695A (en) * 1981-08-10 1985-07-02 Exxon Production Research Co. Composition for reducing the permeability of subterranean formations
US4387769A (en) * 1981-08-10 1983-06-14 Exxon Production Research Co. Method for reducing the permeability of subterranean formations
US4498995A (en) * 1981-08-10 1985-02-12 Judith Gockel Lost circulation drilling fluid
PH19371A (en) 1981-10-13 1986-04-02 Jones L W Phosphate ester/alcohol mixture in well acidizing
GB2116966B (en) 1982-02-26 1986-01-15 British Petroleum Co Plc N-oxyalkylated aqueous compositions of quaternary ammenium salt surfactants
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
GB2163790B (en) 1984-08-28 1988-02-24 Dow Chemical Co Methods for acidizing subterranean formations and gelled acid compositions
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
US4713183A (en) * 1986-03-12 1987-12-15 Dresser Industries, Inc. Oil based drilling fluid reversion
US4694905A (en) * 1986-05-23 1987-09-22 Acme Resin Corporation Precured coated particulate material
US4785884A (en) * 1986-05-23 1988-11-22 Acme Resin Corporation Consolidation of partially cured resin 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
CA1279469C (en) 1987-01-27 1991-01-29 Curtis W. Crowe Composition and method for fluid loss control in acid fracturing of earthen formations
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
US6323307B1 (en) 1988-08-08 2001-11-27 Cargill Dow Polymers, Llc Degradation control of environmentally degradable disposable materials
US5216050A (en) * 1988-08-08 1993-06-01 Biopak Technology, Ltd. Blends of polyactic acid
US4986353A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US4986354A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US4961466A (en) * 1989-01-23 1990-10-09 Halliburton Company Method for effecting controlled break in polysaccharide gels
US4986355A (en) * 1989-05-18 1991-01-22 Conoco Inc. Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker
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
AU651084B2 (en) 1990-01-30 1994-07-14 Akzo N.V. Article for the controlled delivery of an active substance, comprising a hollow space fully enclosed by a wall and filled in full or in part with one or more active substances
US5082056A (en) * 1990-10-16 1992-01-21 Marathon Oil Company In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications
FR2668490B1 (fr) 1990-10-29 1994-04-29 Elf Aquitaine Gel se scleroglucane applique a l'industrie petroliere.
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
GB9108665D0 (en) 1991-04-23 1991-06-12 Unilever Plc Liquid cleaning products
US5161615A (en) * 1991-06-27 1992-11-10 Union Oil Company Of California Method for reducing water production from wells
US5247059A (en) * 1992-01-24 1993-09-21 Cargill, Incorporated Continuous process for the manufacture of a purified lactide from esters of lactic acid
US5142023A (en) * 1992-01-24 1992-08-25 Cargill, Incorporated Continuous process for manufacture of lactide polymers with controlled optical purity
KR100261850B1 (ko) 1992-01-24 2000-08-01 패트릭 알 그루버 개선된정제방법을 이용한 폴리락티드 제조방법
US6326458B1 (en) 1992-01-24 2001-12-04 Cargill, Inc. Continuous process for the manufacture of lactide and lactide polymers
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
WO1994008078A1 (en) 1992-10-02 1994-04-14 Cargill, Incorporated A melt-stable lactide polymer fabric and process for manufacture thereof
US5338822A (en) 1992-10-02 1994-08-16 Cargill, Incorporated Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof
ATE173520T1 (de) 1992-10-02 1998-12-15 Cargill Inc Papier mit einer beschichtung aus schmelzstabilem polymer und dessen verfahren zur herstellung
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
US5304620A (en) * 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US5363916A (en) * 1992-12-21 1994-11-15 Halliburton Company Method of gravel packing a well
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
CA2119316C (en) 1993-04-05 2006-01-03 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
GB9308884D0 (en) 1993-04-29 1993-06-16 Archaeus Tech Group Acidising oil reservoirs
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
DK0656459T3 (da) 1993-11-27 2001-06-18 Aea Technology Plc Fremgangsmåde til behandling af olieboringer
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
US5460226A (en) 1994-05-18 1995-10-24 Shell Oil Company Formation fracturing
GB9411269D0 (en) 1994-06-06 1994-07-27 Archaeus Tech Group Delayed acid for gel breaking
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
GB9503949D0 (en) 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US6047772A (en) 1995-03-29 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5833000A (en) 1995-03-29 1998-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775425A (en) 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine 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
US5670473A (en) 1995-06-06 1997-09-23 Sunburst Chemicals, Inc. Solid cleaning compositions based on hydrated salts
US6143211A (en) 1995-07-21 2000-11-07 Brown University Foundation Process for preparing microparticles through phase inversion phenomena
US6028113A (en) 1995-09-27 2000-02-22 Sunburst Chemicals, Inc. Solid sanitizers and cleaner disinfectants
US5849401A (en) 1995-09-28 1998-12-15 Cargill, Incorporated Compostable multilayer structures, methods for manufacture, and articles prepared therefrom
US5697440A (en) 1996-01-04 1997-12-16 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5985312A (en) 1996-01-26 1999-11-16 Brown University Research Foundation Methods and compositions for enhancing the bioadhesive properties of polymers
US5799734A (en) 1996-07-18 1998-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method of forming and using particulate slurries for well completion
US6589917B2 (en) 1996-08-02 2003-07-08 M-I Llc Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility
US20040072696A1 (en) 1996-08-02 2004-04-15 M-I Llc. Invert emulsion fluids having negative alkalinity
US6218342B1 (en) 1996-08-02 2001-04-17 M-I Llc Oil-based drilling fluid
US6806233B2 (en) 1996-08-02 2004-10-19 M-I Llc Methods of using reversible phase oil based drilling fluid
US5888944A (en) 1996-08-02 1999-03-30 Mi L.L.C. Oil-based drilling fluid
US5905061A (en) 1996-08-02 1999-05-18 Patel; Avind D. Invert emulsion fluids suitable for drilling
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6667279B1 (en) 1996-11-13 2003-12-23 Wallace, Inc. Method and composition for forming water impermeable barrier
US5698322A (en) 1996-12-02 1997-12-16 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Multicomponent fiber
US5762138A (en) 1996-12-09 1998-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of preventing incompatibility between aqueous well treating fluids and hydrocarbons
US5765642A (en) 1996-12-23 1998-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation fracturing methods
US5881826A (en) 1997-02-13 1999-03-16 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids
US6123159A (en) 1997-02-13 2000-09-26 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability
US6110875A (en) 1997-03-07 2000-08-29 Bj Services Company Methods and materials for degrading xanthan
US5791415A (en) 1997-03-13 1998-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Stimulating wells in unconsolidated formations
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
US6258859B1 (en) 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US5924488A (en) 1997-06-11 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing well fracture proppant flow-back
US5908073A (en) 1997-06-26 1999-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing well fracture proppant flow-back
US6004400A (en) 1997-07-09 1999-12-21 Phillip W. Bishop Carbon dioxide cleaning process
WO1999005394A1 (en) 1997-07-23 1999-02-04 Cleansorb Limited Methods for deposition of materials in underground reservoirs
AU738096B2 (en) 1997-08-15 2001-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Light weight high temperature well cement compositions and methods
US6302209B1 (en) 1997-09-10 2001-10-16 Bj Services Company Surfactant compositions and uses therefor
US5909774A (en) 1997-09-22 1999-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods
FR2768732B1 (fr) 1997-09-25 2003-10-24 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication d'un agent de surface emulsifiant et dispersant, a partir d'une huile polymerisee et d'un aminoalcool
GB2348907B (en) 1997-11-21 2002-09-11 Bj Services Co A composition for fracturing a subterranean formation
US6135987A (en) 1997-12-22 2000-10-24 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Synthetic fiber
EP0926310A1 (en) 1997-12-24 1999-06-30 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Apparatus and method for injecting treatment fluids into an underground formation
US6029755A (en) 1998-01-08 2000-02-29 M-I L.L.C. Conductive medium for openhole logging and logging while drilling
US6793025B2 (en) 1998-01-08 2004-09-21 M-I L. L. C. Double emulsion based drilling fluids
US5990050A (en) 1998-01-08 1999-11-23 M-I L.L.C. Water soluble invert emulsions
US6405809B2 (en) 1998-01-08 2002-06-18 M-I Llc Conductive medium for openhold logging and logging while drilling
US6308788B1 (en) 1998-01-08 2001-10-30 M-I Llc Conductive medium for openhole logging and logging while drilling
US6162766A (en) 1998-05-29 2000-12-19 3M Innovative Properties Company Encapsulated breakers, compositions and methods of use
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
US6114410A (en) 1998-07-17 2000-09-05 Technisand, Inc. Proppant containing bondable particles and removable particles
US6148917A (en) 1998-07-24 2000-11-21 Actisystems, Inc. Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor
US5916849A (en) 1998-07-24 1999-06-29 Venture Innovations, Inc. Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids
GB2340147A (en) 1998-07-30 2000-02-16 Sofitech Nv Wellbore fluid
US6242390B1 (en) 1998-07-31 2001-06-05 Schlumberger Technology Corporation Cleanup additive
US6131661A (en) 1998-08-03 2000-10-17 Tetra Technologies Inc. Method for removing filtercake
US5996693A (en) 1998-09-15 1999-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing pipe in well bores
DE19852971A1 (de) 1998-11-17 2000-05-18 Cognis Deutschland Gmbh Schmiermittel für Bohrspülungen
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
US6140277A (en) 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
US20030130133A1 (en) 1999-01-07 2003-07-10 Vollmer Daniel Patrick Well treatment fluid
US6599863B1 (en) 1999-02-18 2003-07-29 Schlumberger Technology Corporation Fracturing process and composition
US6234251B1 (en) 1999-02-22 2001-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient well cement compositions and methods
GB9906484D0 (en) 1999-03-19 1999-05-12 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
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
US6291013B1 (en) 1999-05-03 2001-09-18 Southern Biosystems, Inc. Emulsion-based processes for making microparticles
WO2000071738A1 (en) 1999-05-21 2000-11-30 Cargill Dow Llc Methods and materials for the synthesis of organic products
US6387986B1 (en) 1999-06-24 2002-05-14 Ahmad Moradi-Araghi Compositions and processes for oil field applications
GB9915354D0 (en) 1999-07-02 1999-09-01 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US6454004B2 (en) 1999-07-15 2002-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing casing strings in deep water offshore wells
US6300286B1 (en) 1999-08-05 2001-10-09 Texas United Chemical Company, L.L.C. Divalent cation-containing well drilling and service fluid
US6283213B1 (en) 1999-08-12 2001-09-04 Atlantic Richfield Company Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus
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
US6279656B1 (en) 1999-11-03 2001-08-28 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6818594B1 (en) 1999-11-12 2004-11-16 M-I L.L.C. Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use
ES2250217T3 (es) 1999-12-08 2006-04-16 National Institute Of Advanced Industrial Science And Technology Composicion de resina biodegradable.
US6593279B2 (en) 1999-12-10 2003-07-15 Integrity Industries, Inc. Acid based micro-emulsions
US6578630B2 (en) 1999-12-22 2003-06-17 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for expanding tubulars in a wellbore
US6311773B1 (en) 2000-01-28 2001-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure
US6631764B2 (en) 2000-02-17 2003-10-14 Schlumberger Technology Corporation Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids
DE10012063A1 (de) 2000-03-14 2001-09-20 Basf Ag Weichkapseln enthaltend Polymerisate von Vinylestern und Polyethern, deren Verwendung und Herstellung
AU2001260178B2 (en) 2000-04-05 2005-12-15 Schlumberger Technology B.V. Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
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
US7063738B2 (en) 2000-05-15 2006-06-20 Schlumberger Technology Corporation Permeable cements
AU2001260513A1 (en) 2000-06-06 2001-12-17 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment
US6454003B1 (en) 2000-06-14 2002-09-24 Ondeo Nalco Energy Services, L.P. Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US6394185B1 (en) 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US6390195B1 (en) 2000-07-28 2002-05-21 Halliburton Energy Service,S Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
US6202751B1 (en) 2000-07-28 2001-03-20 Halliburton Energy Sevices, Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
US6422314B1 (en) 2000-08-01 2002-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby
US6494263B2 (en) 2000-08-01 2002-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby
WO2002012674A1 (en) 2000-08-07 2002-02-14 T R Oil Services Limited Method for delivering chemicals to an oil or gas well
US6432155B1 (en) 2000-08-11 2002-08-13 Cp Kelco U.S., Inc. Compositions containing phosphate and xanthan gum variants
US6762154B2 (en) 2000-09-21 2004-07-13 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations
US7052901B2 (en) 2000-10-31 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids
US6793018B2 (en) 2001-01-09 2004-09-21 Bj Services Company Fracturing using gel with ester delayed breaking
GB2393722A (en) 2001-02-13 2004-04-07 Schlumberger Holdings Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications
US6544934B2 (en) 2001-02-23 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US6908888B2 (en) 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US6543276B2 (en) 2001-05-18 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Oil well bore hole filter cake breaker fluid test apparatus and method
US6488091B1 (en) 2001-06-11 2002-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods
US7080688B2 (en) 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
US7140438B2 (en) 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US7168489B2 (en) 2001-06-11 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids
US6737473B2 (en) 2001-07-13 2004-05-18 Dow Corning Corporation High solids emulsions of elastomeric polymers
US6828280B2 (en) 2001-08-14 2004-12-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for stimulating hydrocarbon production
US6691805B2 (en) 2001-08-27 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically conductive oil-based mud
US6837309B2 (en) 2001-09-11 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts
US6608006B2 (en) 2001-09-14 2003-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling well bores using invertible oil external-water internal drilling fluids
US7125826B2 (en) 2001-09-14 2006-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using invertible oil external-water internal fluids in subterranean applications
WO2003027431A2 (en) 2001-09-26 2003-04-03 Cooke Claude E Jr Method and materials for hydraulic fracturing of wells
CA2469718A1 (en) 2001-12-10 2003-06-19 Spherics, Inc. Methods and products useful in the formation and isolation of microparticles
US6861394B2 (en) 2001-12-19 2005-03-01 M-I L.L.C. Internal breaker
US20080287324A1 (en) * 2002-03-01 2008-11-20 Cesi Chemical, Inc., A Flotek Company Process for well cleaning
US7380606B2 (en) * 2002-03-01 2008-06-03 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning
US6761218B2 (en) 2002-04-01 2004-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems
US6852173B2 (en) 2002-04-05 2005-02-08 Boc, Inc. Liquid-assisted cryogenic cleaning
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US20030230407A1 (en) 2002-06-13 2003-12-18 Vijn Jan Pieter Cementing subterranean zones using cement compositions containing biodegradable dispersants
US6840318B2 (en) 2002-06-20 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation
GB0216277D0 (en) 2002-07-12 2002-08-21 Cleansorb Ltd Process for treatment of underground reservoirs
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
US6908887B2 (en) 2002-08-22 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Suspending agent
US7066260B2 (en) 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
US7219731B2 (en) 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US6886635B2 (en) 2002-08-28 2005-05-03 Tetra Technologies, Inc. Filter cake removal fluid and method
AU2003296906A1 (en) 2002-09-12 2004-05-13 M-I L.L.C. Remediation treatment of sustained casing pressures (scp) in wells with top down surface injection of fluids and additives
US6817414B2 (en) 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
US6896058B2 (en) 2002-10-22 2005-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of introducing treating fluids into subterranean producing zones
ATE350428T1 (de) 2002-10-28 2007-01-15 Schlumberger Technology Bv Selbstzerst render filterkuchen
JP2004181820A (ja) 2002-12-04 2004-07-02 Unitika Ltd 生分解性コンクリート型枠
US7147067B2 (en) 2002-12-10 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing drilling fluids
EP1431368A1 (en) 2002-12-18 2004-06-23 Eliokem Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application
US7419937B2 (en) 2002-12-19 2008-09-02 Schlumberger Technology Corporation Method for providing treatment chemicals in a subterranean well
US20040170836A1 (en) 2003-01-07 2004-09-02 The Procter & Gamble Company Hollow fiber fabrics
CA2455249A1 (en) 2003-01-17 2004-07-17 Bj Services Company Crosslinking delaying agents for acid fluids
US6877563B2 (en) 2003-01-21 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and completing well bores
EP1783188A1 (en) 2003-01-24 2007-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Invertible well bore servicing fluid field of the invention
US6983798B2 (en) 2003-03-05 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and fluid compositions for depositing and removing filter cake in a well bore
US7069994B2 (en) 2003-03-18 2006-07-04 Cooke Jr Claude E Method for hydraulic fracturing with squeeze pressure
US6981552B2 (en) 2003-03-21 2006-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers
US6764981B1 (en) 2003-03-21 2004-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized chitosan-based compound
US7007752B2 (en) 2003-03-21 2006-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers
JP2006521316A (ja) 2003-03-24 2006-09-21 ビーエーエスエフ　アクチェンゲゼルシャフト トリフルオロメチルチオフェンカルボキシアニリドおよび殺菌剤としてのその使用
US7114570B2 (en) 2003-04-07 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations
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
US6904971B2 (en) 2003-04-24 2005-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations
US7098171B2 (en) 2003-05-13 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Synthetic filtration control polymers for wellbore fluids
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
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
US7044220B2 (en) 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7032663B2 (en) 2003-06-27 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7044224B2 (en) 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores
US20050130848A1 (en) 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
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
US7228904B2 (en) 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7036587B2 (en) 2003-06-27 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials
US7066258B2 (en) 2003-07-08 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures
US20050028976A1 (en) 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US6883608B2 (en) 2003-08-06 2005-04-26 Schlumberger Technology Corporation Gravel packing method
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7497278B2 (en) 2003-08-14 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation
US7267466B2 (en) 2003-08-26 2007-09-11 Valeo Sylvania Llc Cargo lamp assembly for vehicles
US7204311B2 (en) 2003-08-27 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation
US8076271B2 (en) 2004-06-09 2011-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous tackifier and methods of controlling particulates
US7131491B2 (en) 2004-06-09 2006-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based tackifier fluids and methods of use
US6997259B2 (en) 2003-09-05 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation
US7021377B2 (en) 2003-09-11 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing filter cake from well producing zones
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
US20050113259A1 (en) 2003-10-02 2005-05-26 David Ballard Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids
US7000701B2 (en) 2003-11-18 2006-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack
US7448450B2 (en) 2003-12-04 2008-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling and cementing with fluids containing zeolite
US7195068B2 (en) 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US7222672B2 (en) 2004-01-16 2007-05-29 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore fluids containing additives for removing a filter cake and methods of using the same
US7096947B2 (en) 2004-01-27 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations
US7204312B2 (en) 2004-01-30 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores
US7036586B2 (en) 2004-01-30 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions
US7156174B2 (en) 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US20050183741A1 (en) 2004-02-20 2005-08-25 Surjaatmadja Jim B. Methods of cleaning and cutting using jetted fluids
US7063151B2 (en) 2004-03-05 2006-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing and using coated particulates
US7172022B2 (en) 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
US7093664B2 (en) 2004-03-18 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin
US7353879B2 (en) 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
GB2412389A (en) 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for treating underground formations
US7151077B2 (en) 2004-03-29 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polymersome compositions and associated methods of use
US20050257932A1 (en) 2004-05-19 2005-11-24 Davidson Eric A Filter cake degradation compositions and associated methods
US7595284B2 (en) 2004-06-07 2009-09-29 Crews James B Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
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
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
US7709421B2 (en) 2004-09-03 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control
US7134496B2 (en) 2004-09-03 2006-11-14 Baker Hughes Incorporated Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion
US7413017B2 (en) 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
US7303014B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations
US7093658B2 (en) 2004-10-29 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed treatment fluids, foaming additives, and associated methods
US7553800B2 (en) 2004-11-17 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7748451B2 (en) 2004-12-08 2010-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations
US20060169182A1 (en) 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US8030249B2 (en) 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20080009423A1 (en) 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7267170B2 (en) 2005-01-31 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US20060169450A1 (en) 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060172894A1 (en) 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20070298977A1 (en) 2005-02-02 2007-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060172895A1 (en) 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060183646A1 (en) 2005-02-15 2006-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US7303019B2 (en) 2005-02-15 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods
US7299874B2 (en) 2005-02-15 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US7159659B2 (en) 2005-02-15 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods
US7216705B2 (en) 2005-02-22 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US7506689B2 (en) 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7328746B2 (en) 2005-03-01 2008-02-12 Saudi Arabian Oil Company Method and composition for forming protective precipitate on cement surfaces prior to formation acidizing treatment
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7608567B2 (en) 2005-05-12 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US20060276345A1 (en) 2005-06-07 2006-12-07 Halliburton Energy Servicers, Inc. Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials
US20070173416A1 (en) 2006-01-20 2007-07-26 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment compositions for use in acidizing a well
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
US20080169103A1 (en) 2007-01-12 2008-07-17 Carbajal David L Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
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

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2032491A (en) * 1978-08-09 1980-05-08 Elf Aquitaine Well spacer fluids
US20020010104A1 (en) * 1998-07-30 2002-01-24 Colgate-Palmolive Company Water-in-oil microemulsion for providing cosmetic attributes to fabric softening base composition
US20080110618A1 (en) * 2004-09-03 2008-05-15 Baker Hughes Incorporated In Situ Fluid Formation for Cleaning Oil- or Synthetic-Oil-Based Mud
US20060137879A1 (en) * 2004-12-28 2006-06-29 Chan Albert F Method for removing filter cake from a horizontal wellbore using acid foam
WO2006109016A1 (en) * 2005-04-14 2006-10-19 Surfactant Technologies Limited A microemulsion cleaning composition

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2720120C2 (ru) * 2018-10-08 2020-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" Композиция пав для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин в условиях падающей добычи

Also Published As

Publication number Publication date
CA2737870C (en) 2013-05-21
EG27167A (en) 2015-08-26
WO2010034965A1 (en) 2010-04-01
MX2011003227A (es) 2011-05-02
BRPI0919116B1 (pt) 2019-04-24
US7833943B2 (en) 2010-11-16
CA2737870A1 (en) 2010-04-01
AU2009295684A1 (en) 2010-04-01
US20110021388A1 (en) 2011-01-27
US7960314B2 (en) 2011-06-14
MY160397A (en) 2017-03-15
US20100081587A1 (en) 2010-04-01
AU2009295684B2 (en) 2012-12-13
BRPI0919116A2 (pt) 2015-12-08
ECSP11010940A (es) 2011-06-30
EP2350225A1 (en) 2011-08-03
EA201170489A1 (ru) 2011-10-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021582B1 (ru) Способ получения жидкости для подземного ремонта скважин и способ подземного ремонта скважины
US8207096B2 (en) Compressible packer fluids and methods of making and using same
US8227382B2 (en) Breaker fluids and methods of using the same
CN107429155B (zh) 修井流体组合物和使用微乳液作为返排助剂的方法
EP3067404B1 (en) Methods for use in oil and/or gas wells
CA2846045C (en) Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
AU2013338505B2 (en) Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
US7373977B1 (en) Process for oil recovery employing surfactant gels
US10655054B2 (en) Foam-forming surfactant compositions
US20090114394A1 (en) Method of Using Water-in-Oil Emulsion to Remove Oil Base or Synthetic Oil Base Filter Cake
EA017750B1 (ru) Жидкость на водной основе для предотвращения образования эмульсий "вода-в-масле" или для разрушения эмульсий "вода-в-масле", уже образованных в пористых материнских породах
US10113395B2 (en) Organophilic nanoparticles in direct emulsion systems and methods for their use as wellbore drilling fluids
WO2014176421A1 (en) Short chain alkylamine alkoxylate compositions
CN105018059B (zh) 一种油包水解卡液及其生产方法
BR102018016377A2 (pt) Fluido de perfuração microemulsionado (o/a) a base de água, óleo de pinho e polissorbato 80
BR102016019048A2 (pt) Desenvolvimento e características de um fluido de perfuração microemulsionado a base de glicerina.
Yadhalli Shivaprasad Surfactant Screening to Alter the Wettability and Aid in Acidizing Carbonate Formations
Quintero et al. AIChE 2012 Spring Meeting, Houston TX April 1-5, 2012 Advances drillling and completion session I

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