EA021725B1 - Новый способ бурения подземных полостей - Google Patents

Новый способ бурения подземных полостей Download PDF

Info

Publication number
EA021725B1
EA021725B1 EA201390949A EA201390949A EA021725B1 EA 021725 B1 EA021725 B1 EA 021725B1 EA 201390949 A EA201390949 A EA 201390949A EA 201390949 A EA201390949 A EA 201390949A EA 021725 B1 EA021725 B1 EA 021725B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
formula
mixture
compound
coom
foam
Prior art date
Application number
EA201390949A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201390949A1 (ru
Inventor
Мари-Франсуаз Гайраль Ширак
Жером Гильбо
Андре Бенаттар
Original Assignee
Сосьете Д'Эксплуатасьон Де Продюи Пур Ле Эндюстри Шимик Сеппик
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 Сосьете Д'Эксплуатасьон Де Продюи Пур Ле Эндюстри Шимик Сеппик filed Critical Сосьете Д'Эксплуатасьон Де Продюи Пур Ле Эндюстри Шимик Сеппик
Publication of EA201390949A1 publication Critical patent/EA201390949A1/ru
Publication of EA021725B1 publication Critical patent/EA021725B1/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
    • C09K8/38—Gaseous or foamed well-drilling compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703—Foams

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Объектом изобретения является способ бурения полостей в подземных пластах, включающий этап удаления бурового шлама с применением водной среды в виде пены, полученной смешением водной композиции (C), содержащей на 100 вес.% от 0,5 до 25 вес.% соединения формулы R-C(O)-NH-СН(СООМ)-(СН)-СООМ' (I), в которой n означает целое число, равное 1 или 2, Rозначает алифатический углеводородный радикал, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, содержащий от восьми до восемнадцати атомов углерода, М означает одновалентный катион и М', идентичный или отличный от М, означает атом водорода или одновалентный катион или смеси соединений формулы (I), и от 75 до 99,5 вес.% воды, с газом или смесью газов, выбранных из воздуха, азота или диоксида углерода.

Description

Настоящее изобретение относится к способу бурения полостей в подземных пластах, в котором проводится этап удаления бурового шлама с помощью пены.
В процессах бурения полостей в подземных пластах в вертикальном или наклонном направлениях, как, например, процессы бурения нефтяных скважин, газовых скважин, водозаборных скважин, рудничных шахт, или в горизонтальном направлении, как, например, процессы бурения туннелей или галерей, проводятся этапы удаления бурового шлама водными пенами, получаемыми путем активации ПАВ, вспенивающегося в водном растворе. Эти пены выгодны тем, что они образуют хорошую опору для шлама, не оказывают слишком высокого давления благодаря низкой плотности, что, таким образом, снижает риск повреждения подземного пласта.
В случае бурения полостей в подземных пластах в горизонтальном направлении, как, например, процессы бурения горнопромышленных туннелей или галерей, обычно используют машины, называемые проходческими комбайнами, которые способны пробурить туннель или галерею, диаметр которых близок к конечному диаметру реализуемой конструкции. Эти способы бурения и, в частности, способы бурения, применяющие проходческие комбайны с герметичной камерой, предназначенные для работы в почвах с недостаточно удовлетворительной устойчивостью (как, например, аллювиальные почвы, пески и глины) или в водоносных породах, используют водные пены для разжижения шлама, чтобы позволить удалить его из зоны бурения. Эти способы бурения позволяют также улучшить проницаемость почвы и, следовательно, уменьшить величину сил трения, действующих на буровую установку, и, таким образом, замедлить износ указанной буровой установки.
Пены, применяющиеся в этих способах, должны быть очень стабильными и иметь высокую разрывную способность, чтобы снизить используемое количество, позволить эффективное отделение шлама при возвращении к поверхности и чтобы водный раствор был способен к повторной активации в пену для новой операции бурения.
Разрушение пены при возвращении к поверхности осуществляют либо добавлением пеногасителей, либо путем изменения рН водной пены. В последнем случае, если пена является основной или нейтральной, ее разрушают, снижая рН до значения меньше или равного 4,5 добавлением кислотного реагента в водный раствор, или повышая величину рН по меньшей мере до 9,5 добавлением щелочного реагента в водный раствор.
Пены состоят из совокупности газовых ячеек, разделенных тонкими слоями жидкости, образованных в результате наслоения пузырьков, которые создаются газом, диспергированным в жидкости. Их обычно получают, исходя из водных композиций, содержащих по меньшей мере один ПАВ, вспенивающийся при смешении с газом, как, например, воздух, азот или углекислый газ. Известно, что некоторые ПАВ образуют пены при смешении с газами. Однако механические свойства этих пен сильно различаются в зависимости от природы указанных ПАВ. Так, чтобы получить высокостабильные пены, которые отличаются повышенной вязкостью и повышенной долговечностью, специалист должен комбинировать ПАВ с одной или несколькими добавками, эффектом которых является повышение жесткости структуры газовых ячеек.
Французская патентная заявка, опубликованная под № 2439230, раскрывает использование жирных аминов в качестве вспомогательной добавки, облегчающей вспенивание, водных растворов ПАВ, как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилсульфаты или простые алкилэфирсульфаты.
Международная заявка, опубликованная под № \УО 93/22538 А1, описывает способ проходки туннеля, характеризующийся закачиванием пены впереди режущего диска или уплотнительной камеры буровой установки, пены, создаваемой в результате активации ПАВ, вспенивающегося в водном растворе в присутствии добавки, облегчающей вспенивание, выбранной из группы, состоящей из жирных аминов, жирных спиртов, жирных алканоламидов или третичных аминоксидов.
Международная заявка, опубликованная под № \УО 03/035794 А1, описывает способ бурения скважин, включающий этап удаления бурового шлама с помощью водного бурового раствора, такого как пена, содержащего пенообразователь, включающий по меньшей мере один жирный моноалкилфосфат, возможно полиэтоксилированный, позволяющий затем создавать пену в слабокислых али щелочных условиях и разрушать ее в кислотных условиях. \УО 03/035794 А1 раскрывает также повышение стабильности пены, полученной с применением по меньшей мере одного сложного моноэфирфосфата алифатического углеводорода, путем добавления стабилизатора пены.
Однако эти добавки, стабилизирующие пену, часто плохо биоразложимы и иногда токсичны, поэтому не отвечают новым нормативным положениям по защите окружающей среды.
Кроме того, они не применимы в мягких геологических зонах, как, например, горизонты насыщения питьевой воды или заповедные географические зоны.
Американская патентная заявка, опубликованная под № И8 2008/00111486, раскрывает применение пены на основе водных растворов алкилполигликозидов, которые представляют собой биоразложимые ПАВ, для операций бурения скважин. Однако пены, создаваемые этими ПАВ, имеют недостаточно удовлетворительные механическую прочность и стабильность.
Авторы настоящей заявки стремятся разработать новое техническое решение, относящееся к способу бурения, содержащему этап удаления шлама с помощью пены, полученной активацией Ν- 1 021725 ацилированной аминокислоты, причем ацильная группа является производной жирной кислоты, без добавления стабилизирующей добавки, и позволяющее устранить указанные выше недостатки.
Поэтому объектом изобретения является способ бурения полостей в подземных пластах, включающий этап удаления бурового шлама с применением водной среды в виде пены, полученной смешением водной композиции (Οι), содержащей на 100 вес.% от 0,5 до 25 вес.% соединения формулы (I)
Кг-С (О) -ΝΗ-СН (СООМ) - (СН2) η-СООМ' (I) в которой η означает целое число, равное 1 или 2, К1 означает алифатический углеводородный радикал, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, содержащий от восьми до восемнадцати атомов углерода, М означает одновалентный катион и М', идентичный или отличный от М, означает атом водорода или одновалентный катион; или смесь соединений формулы (I), и от 75 до 99,5 вес.% воды, с газом или смесью газов, выбранных из воздуха, азота или диоксида углерода.
В определенном выше способе водную среду обычно готовят на уровне устья скважины путем смешения указанной водной композиции (С1) и газа или смеси газов с помощью подходящего устройства, имеющегося в продаже. Полученную так пену направляют затем в скважину путем закачки в трубы, соединенные в колонну, которую опускают в скважину на уровень зоны бурения, чтобы провести закачивание в эту зону бурения, обычно в среду бурового снаряда. Возвращение пены на поверхность проводится через затрубное пространство, ограниченное вышеописанными трубами и стенками скважины, увлекая буровой шлам к поверхности. Затем шлам отделяют от пены, чтобы удалить.
Согласно одному частному аспекту определенного выше способа водная композиция (С1) содержит на 100 вес.% от 0,5 до 15 вес.% определенного выше соединения формулы (I) или смеси соединений формулы (I) и от 85 до 99 вес.% воды.
Согласно одному более частному аспекту определенного выше способа водная композиция (С1) содержит на 100 вес.% от 0,5 до 5 вес.% определенного выше соединения формулы (I) или смеси соединений формулы (I) и от 95 до 99,5 вес.% воды.
Согласно одному частному аспекту определенного выше способа в формуле (I) η равно 1.
Согласно другому частному аспекту определенного выше способа в формуле (I) η равно 2.
Согласно одному частному аспекту определенного выше способа водная композиция (С]) имеет ненулевое содержание по меньшей мере одного соединения формулы (I), в котором η равно 1, и ненулевое содержание по меньшей мере одного соединения формулы (I), в котором η равно 2.
В заявленном способе определенное выше соединение формулы (I) может находиться в форме, частично или полностью превращенной в соль.
Когда соединение формулы (I) находится в форме, частично превращенной в соль, М означает одновалентный катион, а М' означает атом водорода.
Когда соединение формулы (I) находится в форме, полностью превращенной в соль, М и М', одинаковые или разные, означают одновалентный катион.
Одновалентный катион, обозначенный М и/или М', выбирают из катиона, выбранного из иона аммония, одновалентного катиона щелочных металлов, как, например, катион натрия, калия или лития, одновалентный катион алканоламина, например катион аммоний (2-гидроксиэтил), катион аммоний бис(2гидроксиэтил), катион аммоний три(2-гидроксиэтил), катион моноизопропаноламинаммоний, катион аммоний 2-(2-аминоэтокси)этанол, катион аммоний 2-(2-аминоэтиламино)этанол или катион аммоний 2(метиламино)этанол.
Согласно одному частному аспекту определенного выше способа в формуле (I) М означает атом натрия или калия, а М' означает атом водорода.
Согласно другому частному аспекту описанного выше способа в формуле (I) М и М' означают атом натрия или атом калия.
Описанные выше соединения формулы (I) обычно получают Ν-ацилированием соответствующих аминокислот или их солей.
Реакция ацилирования специалисту известна. Она описана, например, в международной заявке, опубликованной под № νθ 98/09611. Она проводится, неважно, с одной аминокислотой или смесью аминокислот.
Агент ацилирования состоит обычно из активированного производного карбоновой кислоты формулы
в которой К! определен выше, например симметричный ангидрид этой кислоты, метиловый эфир этой кислоты или галогенид кислоты, как хлорид кислоты или бромид кислоты. Этот агент может также состоять из смеси активированных производных карбоновых кислот, полученных из натуральных масел или жиров растительного или животного происхождения, таких как масло копры, кокосового ореха, пальмы катеху, пальмовое, соевое, рапсовое, кукурузное масло, говяжий жир, спермацетовое масло или селедочное масло. В рамках настоящего изобретения предпочтительно используются смеси жирных ки- 2 021725 слот, полученных из масла копры, масла пальмы катеху, масла кокосового ореха или спермацетового масла, которые содержат в качестве основной фракции додекановую кислоту и состав которых описан в таблице ниже (вес.%):
Масло копры Масло пальмы катеху Спермаце- товое масло Масло кокосового ореха
Октановая, или каприловая кислота (С8Н160г) 6%-9% 35-105 25-105
Декановая, или каприновая кислота (С10Н20О2) 6%-10% 35-145 15-35 35-9%
Додекановая, или лауриновая кислота (С12Н24О2) 445-515 375-52% 145-385 455-56%
Тетрадекановая, или миристиновая кислота (С14Н23О2) 135-185 75-175 125-145 155-23%
Гексадекановая, или пальмитиновая кислота (С16Н32О2) 85-10% 25-9% 85-10% 75-145
Октадекановая, или стеариновая кислота (С13Н36О2) 15-35 15-35 15-35 15-7%
Октадеценовая, или олеиновая кислота (С^Н^Ог) 5, 55-7,55 115-235 155-185 35-115
Эйкозеновая, или гадолиновая кислота (С20Н38О2) 55-85
Октадекадиеновая, или линолевая кислота (С18Н32О2) <2, 55 15-35 <3%
Другие кислоты <0, 45 <0, 65 265-345 <3%
Согласно одному частному аспекту настоящего изобретения его объектом является способ, который определен ранее, отличающийся тем, что в формуле (I) радикал К! означает алкильный радикал, выбранный из радикалов гептил, нонил, ундецил, тридецил или пентадецил, и более конкретно способ, в котором водная композиция (С3) содержит на 100 вес.% от 0,5 до 25 вес.% смеси соединений формулы (I)
Р-Т-С (О) -ЫН-СН(СООМ) - (СН2)п-СООМ' (I) полученных ацилированием соединения формулы (II)
ЫН2-СН (СООМ) - (СН2) η-СООМ' (II) в которой η означает целое число, равное 1 или 2, М означает одновалентный катион и М', идентичный или отличный от М, означает атом водорода или одновалентный катион, со смесью жирных кислот, полученных из кокосового масла, или смешением активированных производных указанных кислот; и от 75 до 99,5 вес.% воды.
Согласно другому аспекту определенный выше способ отличается тем, что смесь соединений формулы (I) выбрана из мононатриевой или монокалиевой соли Ν-кокоилглутаминовой кислоты или из мо- 3 021725 нонатриевой или монокалиевой соли Ν-кокоиласпарагиновой кислоты, или тем, что смесь соединений формулы (I) выбрана из динатриевой или дикалиевой соли Ν-кокоилглутаминовой кислоты или из динатриевой или дикалиевой соли Ν-кокоиласпарагиновой кислоты.
Согласно другому аспекту определенного выше способа водная композиция (С3) содержит, кроме того, на 100% своего веса от 0,5 до 15 вес.%, в частности от 0,5 до 10 вес.% по меньшей мере одного ПАВ, отличного от соединения формулы (I), выбранного из неионных ПАВ, анионных ПАВ, катионных ПАВ и амфотерных ПАВ.
Из неионных ПАВ, содержащихся в водной композиции (С1), особо назовем алкилполигликозиды, алкоксилированные производные касторового масла, сложные эфиры сорбита, сложные эфиры маннита, алкоксилированные сложные эфиры сорбита, как, например, этоксилированные эфиры сорбита, алкоксилированные сложные эфиры маннита, как, например, этоксилированные эфиры маннита, амиды копры, Ν-алкиламины, оксиды аминов, блок-сополимеры этиленоксида и пропиленоксида и, в частности, блоксополимеры этиленоксида и пропиленоксида, выпускаемые в продажу фирмой ΒΑδΡ под торговой маркой РЬИКОМС™, как, например, РРРИОМС™РР 6100 и РРРИОМС™РР 6200, неионные ПАВ формулы (II)
К- (О-СН (К' ) -СН2) п- (О-СН2-СН2)т-О-Н (II) в которой К означает алифатический углеводородный радикал, насыщенный или ненасыщенный, линейный или разветвленный, содержащий от 8 до 36 атомов углерода, К' означает метильный или этильный радикал, η означает целое число больше или равное 0 и меньше или равное 150, т означает целое число больше или равное 0 и меньше или равное 150, при условии, что сумма η+т больше 0, неионные ПАВпеногасители формулы (Αχ)
в которой
Κ'ι означает алифатический углеводородный радикал, насыщенный или ненасыщенный, линейный или разветвленный, содержащий от 6 до 18 атомов углерода,
X означает атом азота или атом кислорода, ν означает целое число от 1 до 50, и означает целое число от 1 до 50, № означает целое число, равное 1, если X является атомом кислорода, и \ν означает целое число, равное 1 или 2, если X является атомом азота,
Υ означает блокирующую функциональную группу, выбранную из элементов группы, состоящей из линейных алкильных радикалов, содержащих от 4 до 8 атомов углерода, как, например, бутильный радикал, бензильный радикал, группа бутиленоксида.
Из неионных ПАВ-пеногасителей формулы (А^ можно назвать продукты, выпускаемые фирмой ПОТО СНЕМГСАЬ под торговой маркой ТЕКОПОЬ™, как, например, ТЕКСИОЬ™ Ь61Е и ТЕКОГТОР™ Ь64Е.
Из анионных ПАВ, содержащихся в водной композиции (С1), назовем, в частности, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов, соли аммония, соли аминов, соли аминоспиртов следующих соединений: простые алкилэфирсульфаты, алкилсульфаты, алкиламидоэфирсульфаты, алкиларилполиэфирсульфаты, сульфаты моноглицеридов, альфа-олефинсульфонаты, сульфонаты парафинов, алкилфосфаты, алкилэфирфосфаты, алкилсульфонаты, алкиламидсульфонаты, алкиларилсульфонаты, алкилкарбоксилаты, алкилсульфосукцинаты, алкилэфирсульфосукцинаты, алкиламидсульфосукцинаты, алкилсульфоацетаты, алкилсаркозинаты, ацилизетионаты, Ν-ацилтаураты, ациллактилаты. Из анионных ПАВ назовем также липоаминокислоты, отличные от определенных выше кислот формулы (I), например липопротеины, липопептиды, производные липопротеинов, производные белков, соли жирных кислот, соли кислот масла копры, возможно гидрогенированного.
Из амфотерных ПАВ, содержащихся в водной композиции (С1), назовем особо алкилбетаины, алкиламидобетаины, сультаины, алкиламидоалкилсульфобетаины, производные имидазолинов, фосфобетаины, амфополиацетаты и амфопропионаты.
Из катионных ПАВ, содержащихся в водной композиции (С1), назовем особо производные четвертичного аммония.
Согласно одному более частному аспекту настоящего изобретения его объектом является определенный выше способ, в котором водная композиция (С3) содержит, кроме того, по меньшей мере один ПАВ, выбранный из алкилполигликозидов формулы (А2)
в которой δ означает остаток восстановительного сахара, выбранного из элементов группы, состоящей из глюкозы, ксилозы и арабинозы,
К2 означает насыщенный углеводородный радикал, линейный или разветвленный, содержащий от 8 до 16 атомов углерода, и с| означает десятичное число больше или равное 1,05 и меньше или равное 5;
- 4 021725 простых алкилэфирсульфатов формулы (А3)
в которой К3 означает алифатический углеводородный радикал, насыщенный или ненасыщенный, линейный или разветвленный, содержащий от 6 до 22 атомов углерода, р означает десятичное число в интервале от 1 до 10, предпочтительно от 2 до 4, г - целое число, равное 1 или 2, и Ζ означает катион щелочного или щелочно-земельного металла, ион аммония, ион гидроксиэтиламмония, ион три(гидроксиэтил)аммония;
Ν-ацилглицина формулы (А4)
К4-С (О)-ЫН-СН2-СООН (А4) в которой радикал К4-(С=О)- выбран из радикалов н-октаноил, н-деканоил, н-додеканоил, нтетрадеканоил, н-гексадеканоил, н-октадеканоил и кокоил. Более конкретно Ν-ацилглицин формулы (А4) является додеканоилглицином и кокоилглицином.
Согласно этому конкретному аспекту определенного выше способа полная весовая доля указанного ПАВ, отличного от соединения формулы (I), ниже, в частности, полной весовой доли указанного соединения формулы (I).
Согласно одному частному аспекту определенного выше способа водная композиция (С1) содержит, кроме того, на 100% своего веса от 0,5 до 10 вес.% Ν-кокоилглицина или Ν-додеканоилглицина.
Водная композиция (С,), применяющаяся в способе согласно настоящему изобретению, содержит по выбору ингредиенты, обычно использующиеся в процессах бурения, такие как растворители, модификаторы реологических свойств, ингибиторы глины, предназначенные для ингибирования разбухания глин при контакте с водой, смазки.
Примерами растворителей, факультативно присутствующих в водной композиции (С4), использующейся в способе по настоящему изобретению, являются глицерин, дипропиленгликоль, гексиленгликоль, 1,2-пропандиол, 1,3-пропиленгликоль, монопропиленгликоль, ΌΜ8Θ или жидкие полисахариды.
В качестве примера модификаторов реологических свойств, факультативно присутствующих в водной композиции (С1), использующейся в способе по настоящему изобретению, назовем полимерные гидроколлоиды растительного происхождения или биосинтезированные, как, например, ксантановая камедь, камедь карайи, каррагенаты, альгинаты, галактоманнаты, целлюлоза и ее производные; крахмал и его гидрофильные производные; полимеры, полученные из акриловой кислоты и/или ее производных, акриламида и/или его производных, из метакриловой кислоты и/или ее производных, винилового спирта и/или его производных.
В качестве примера ингибиторов глины, факультативно присутствующих в водной композиции (С1), использующейся в способе по настоящему изобретению, назовем полиэтиленгликоли с молекулярным весом от 400 до 10000 г/моль, полиглицерины, алкоксилированые спирты, как, например, этоксилированный бутанол, выпускаемый фирмой ишцета под торговой маркой КетеБх™ 7423Х.
В качестве примера смазок, факультативно присутствующих в водной композиции (С1), использующейся в способе по настоящему изобретению, назовем этоксилированные растительные масла, как, например, этоксилированные рапсовые масла, выпускаемые фирмой 8ЕРРГС под торговой маркой 8ΕΡΙТЕК™030, §ΕΡΙΤΕΚ™100, §ΕΡΙΤΕΚ™200 и §ΕΡΙΤΕΚ™300; метиловые эфиры этоксилированных жирных кислот; мыла жирных кислот, как, например, стеарат натрия.
Объектом изобретения является также способ бурения, какой определен выше, в котором указанному этапу удаления предшествует или проводится одновременно с ним этап гидроразрыва породы путем закачивания указанного бурового раствора в виде пены.
Согласно этому конкретному аспекту настоящего изобретения водная композиция (С1), которая определена выше, обычно содержит ингредиенты, использующиеся для приготовления рабочих жидкостей гидроразрыва породы в процессах бурения нефтяных и/или газовых скважин, как, например, песок, стеклянные шарики, ореховая скорлупа.
Водные жидкости, использующиеся в этом частном аспекте способа по настоящему изобретению, готовят на уровне устья скважины с помощью подходящего устройства. Затем полученную пену вводят под высоким давлением в скважину и выбрасывают на скальную породу для гидроразрыва. По окончании этого введения скважину закрывают до получения стабильного давления внутри скважины. Затем скважину открывают, чтобы позволить постепенное снижение давления внутри скважины, что влечет подъем на поверхность пены, которая увлекает за собой обломки породы, образованные на предыдущем этапе гидроразрыва, которые позднее отделяют от пены, чтобы удалить.
Пена из водной жидкости, используемая в способе по настоящему изобретению, является стабильной и имеет улучшенные механические характеристики. Стабильность и механические характеристики пены оценивают соответственно по измерению времени полуразрушения и по измерению консистенции указанных пен. Время полуразрушения есть время, по истечении которого пена, полученная из определенного объема вспенивающегося раствора, отдает количество раствора, соответствующего половине начального объема раствора. Консистенция пены выражается относительной величиной, полученной измерением реологических свойств пены с помощью вискозиметра с вращающимся диском. Следующие
- 5 021725 примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.
1) Приготовление вспенивающихся композиций.
1.1) Приготовление раствора, содержащего динатриевый Ν-кокоилглутамат (композиция Х1).
При температуре 20°С в реактор при перемешивании вводят 21,1 кг смеси воды с ацетоном (весовое отношение вода/ацетон = 7/3), 7,0 кг мононатриевого глутамата моногидрата, затем 5,6 кг водного раствора гидроксида натрия 25 вес.%, чтобы получить рН, равный 12.
Затем при перемешивании постепенно добавляют 6,9 кг кокоилхлорида и дополнительно 5,4 кг раствора гидроксида натрия, чтобы удерживать рН 12. Температуру поддерживают на уровне от 20 до 30°С, затем рН снижают до 2, добавляя 15,6 кг водного раствора серной кислоты концентрацией 30 вес.%. Затем кислую водную фазу отделяют от полученного твердого вещества, которое обильно промывают водой. Наконец, полученную влажную твердую фазу растворяют в 8,3 кг 25%-ного раствора гидроксида натрия, дополненного 8,2 кг воды. Полученный в результате раствор динатриевого Ν-кокоилглутамата (композиция Х1) выливают в бочку.
1.2) Приготовление раствора, содержащего Ν-кокоилглутамат, Ν-кокоиласпартат и Νкокоилглицинат (композиция Х2).
Готовят водный раствор концентрацией 23 вес.% 1 мол.экв. смеси аминокислот, содержащей на 100% ее веса 88,7 вес.% аспарагиновой кислоты, 4,9 вес.% глутаминовой кислоты и 6,4 вес.% глицина, и вводят в реактор при перемешивании и при температуре 20°С. Доводят рН до 9,8, добавляя затем водный раствор гидроксида натрия.
Затем при перемешивании постепенно добавляют 0,8 мол.экв. кокоилхлорида и раствор гидроксида натрия, чтобы удержать рН в интервале от 9,5 до 10. В результате получают искомый раствор смеси Νкокоилглутамата натрия, Ν-кокоиласпартата натрия и Ν-кокоилглицината натрия (композиция Х2).
Аналитические характеристики композиций (Х2) и (Х2) приведены ниже в табл. 1 (проценты являются весовыми процентами).
Таблица 1
Метод <Χι> (Х2)
Внешний вид при 2 0°С Визуальный метод Прозрачная жидкость Прозрачная жидкость
Содержание воды (а) Норма К ГТ 73-201 74, 5% 68, 4%
Сухой экстракт (Ъ) Тепловой баланс, 105°С, 100 минут 26,1% 31,6%
Остаток додекановой кислоты (с) Газофазная хроматография 1, 5% 2, 8%
Содержание натрия (%) Атомно- абсорбционная спектроскопия 3, 00% Не измерялось
Содержание соединений формулы (I) (Ь) - (с) 24,6% 28,8% (в том числе около 1% кокоил- глицината)
Хлориды Потенциометрия с нитратом серебра 0, 01% 2,45%
Полученный рН рН-метр 6, 6 9,5
1.3) Приготовление вспенивающейся композиции (Х3) согласно уровню техники в присутствии стабилизаторов пены.
Композицию (Х3) готовят простым смешением при температуре 20°С следующих компонентов:
- 6 021725
- Гексадеканол: 1,8%
- Лауриламин: 0,3%
- Бутилгликоль: 11,2%
- ИзоСутанол: 6,1%
- Лаурилэфирсульфат натрия С10-С12 + 1 ОЕ: 16, 0%
- Лаурилэфирсульфат натрия С12-С16 + 2,2 ОЕ: 12,4%
- Вода до 100%
Полученная так композиция (Х3) имеет содержание пенообразователей 28,4 вес.% (лаурилэфирсульфат натрия С10-С12 + 10Е и лаурилэфирсульфат натрия С12-С16 + 2,2ОЕ), а также содержит систему стабилизации пены, состоящую из гексадеканола и лауриламина. Весовое отношение (лаурилэфирсульфат натрия С10-С12 + 10Е)/(лаурилэфирсульфат натрия С12-С16 + 2,2ОЕ) равно 1,29; содержание поверхностно-активных веществ, состоящих из лаурилэфирсульфата натрия С10-С12 + 10Е и лаурилэфирсульфата натрия С12-С16 + 2,2ОЕ, равно 28,4 вес.%.
1.4) Приготовление вспенивающейся композиции (Х4) согласно уровню техники без стабилизаторов пены.
Композицию (Х4), не содержащую компонентов, стабилизирующих пену, готовят простым смешением при температуре 20°С следующих компонентов:
- Лаурилэфирсульфат натрия С10-С12 + 1 ОЕ 23, 8%
- Лаурилэфирсульфат натрия С12-С16 + 2,2 ОЕ 18, 5%
- Вода до 100%
Весовое отношение (лаурилэфирсульфат натрия С10-С12 + 10Е)/(лаурилэфирсульфат натрия С12С16 + 2,2ОЕ) равно 1,29; содержание поверхностно-активных веществ, состоящих из лаурилэфирсульфата натрия С10-С12 + 10Е и лаурилэфирсульфата натрия С12-С16 + 2,2ОЕ, равно 42,3 вес.%.
2) Оценка вспенивающих свойств композиций (Х3), (Х2), (Х3), (Х4), (Х5) и (Х6).
Исходя из композиций (Χι), (Х2), (Х3) и (Х4) готовят водные растворы таким образом, чтобы получить растворы с содержанием поверхностно-активных веществ 0,6 вес.% в жесткой воде согласно стандарту ВОЗ. В 1 л жесткой воды по ВОЗ содержится
0,304 г безводного хлорида кальция,
0,139 г хлорида магния шестиводного, пермутированной воды до 1 л.
Жесткая вода по ВОЗ соответствует титру 34°Т1т
Готовят такие же водные растворы (согласно уровню техники) с 0,6 вес.% поверхностно-активных веществ, исходя из алкилполигликозидов, алкильная цепь которых содержит от 8 до 10 атомов углерода (Х5), и исходя из алкилполигликозидов, алкильная цепь которых содержит от 10 до 14 атомов углерода (Х6).
2.1) Принцип метода оценки периода полуразрушения и консистенции пены.
Оценку периода полуразрушения и консистенции пены осуществляют, образуя пену из раствора жесткой воды по ВОЗ, имеющего содержание вспенивающихся ПАВ 0,6 вес.%, путем механического перемешивания при температуре 20°С.
2.2) Протокол эксперимента.
В химический стакан объемом 50 см3 точно отвешивают количество испытуемой композиции, необходимое для получения раствора 0,6 вес % вспенивающихся ПАВ, присутствующих в испытуемой композиции, в растворе 250 см3 жесткой воды по ВОЗ. Затем добавляют часть жесткой воды по ВОЗ в стакан на 50 см3, содержащий испытуемую композицию, и медленно перемешивают вручную, чтобы растворить испытуемую композицию в жесткой воде по ВОЗ. Содержимое 50-миллилитрового стакана выливают в мерный химический стакан на 500 см3 и дополняют жесткой водой по ВОЗ, чтобы достичь калибровочной метки 250 см3. Перемешивание растворов, находящихся в стакане на 500 см3, проводят посредством лабораторного мотора Раупсп (модель 33/300), оборудованного лопаткой типа мотылек с тремя полыми ответвлениями (диаметр 80 мм). Лопатку помещают в нескольких миллиметрах от дна стакана, содержащего раствор испытуемых композиций в жесткой воде ВОЗ, и приводят в действие с постоянной скоростью 3000 об/мин в течение 2 мин.
2.3) Представление результатов.
Для каждого опыта измеряли следующие параметры.
Время разбухания (ТГо18): речь идет о продолжительности перемешивания, по истечении которого наблюдается подавление турбулентности в стакане. После этого периода пена полностью окружает вал лопатки, и ее уровень является горизонтальным.
Время полуразрушения (Т1/2): это время, по истечении которого из пены, полученной из определенного объема вспенивающегося раствора, уйдет количество раствора, соответствующее половине началь- 7 021725 ного объема. Для этого испытания время полуразрушения достигается, когда верхний уровень отведенной воды достигнет отметки 125 см3 на стакане.
Высота пены, образованной перемешиванием (Ηί0): это высота пены, образованной по истечении 2 мин перемешивания.
Остаточная высота пены через 30 мин (Ηί30): это высота пены, наблюдаемая через 30 мин после окончания двухминутного перемешивания.
Разность (ΔΗ) между Ηί0 и Ηί30 позволяет оценить в сравнении качество пен, создаваемых с разными
ПАВ.
Консистенция пены: речь идет о величине вязкости, измеренной на образованной пене в определенное время, с помощью вискозиметра РНсоуЬсо КУ 8, оборудованного шпинделем с вращающимся диском № 3.
2.4) Полученные результаты.
Результаты, полученные для растворов концентрацией 0,6 вес.% вспенивающихся ПАВ в жесткой воде ВОЗ для композиций (Х1), (Х2), (Х3), (Х4), (Х5) и (Х6), приведены в табл. 2 ниже.
Таблица 2
Вязкость в мПа-с
(Т£о1л (Т1/2) (н«) (Н£30) (ΔΗ) Е=0 Т=30 <т1/2)
(Χί) 8 с 4000 с 160 см 160 см 0 см 9610 12930 15880
(Хз) 8 с 3050 с 160 см 15 5 см 5 см 3920 7590 8190
(Хз) 8 с 2100 с 130 см 17 0 см 10 см 3400 3200 8300
(Х4) 8 с 350 с 2 00 см 160 см 4 0 см 910 3200 800
(Х5) 8 с 600 с 190 см 15 5 см 35 см 2000 1900 1700
(ХЛ 14 с 600 с 175 см 15 0 см 25 см 2500 2600 1800
2.5) Анализ результатов.
Результаты, приведенные в таблице выше, показывают, что пены, полученные из композиции (Х1), содержащей динатриевый Ν-кокоилглутамат, и не содержащие стабилизаторов пены, и полученные из композиции (Х2), содержащей смесь Ν-кокоилглутамата, Ν-кокоиласпартата и Ν-кокоилглицината, имеют улучшенную стабильность и лучшие механические свойства, чем композиция (Х3), содержащая вспенивающиеся ПАВ и стабилизаторы пены, чем композиция (Х4), содержащая вспенивающиеся ПАВ, но не содержащая стабилизаторов пены, и чем композиции (Х5) и (Х6) на основе алкилполигликозидов, применяющиеся в способах бурения согласно уровню техники.

Claims (13)

1. Способ бурения полостей в подземных пластах, в котором удаляют буровой шлам с применением водной среды в виде пены, полученной смешением водной композиции (С1), содержащей на 100 вес.% от 0,5 до 25 вес.% соединения формулы (I)
К!-С (О) -ИН-СН(СООМ) - (СН3)П-СООМ’ (I) где η означает целое число, равное 1 или 2, К1 означает алифатический углеводородный радикал, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, содержащий от восьми до восемнадцати атомов углерода, М означает одновалентный катион и М', идентичный или отличный от М, означает атом водорода или одновалентный катион; или смеси соединений формулы (I) и от 75 до 99,5 вес.% воды, с газом или смесью газов, выбранных из воздуха, азота или диоксида углерода.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в формуле (I) η равно 1.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в формуле (I) η равно 2.
4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что водная композиция (С3) имеет ненулевое содержание по меньшей мере одного соединения формулы (I), в которой η равно 1, и ненулевое содержание по меньшей мере одного соединения формулы (I), в которой η равно 2.
5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что в формуле (I) радикал К! означает алкильный радикал, выбранный из радикалов гептил, нонил, ундецил, тридецил или пентадецил.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором водная композиция (С3) содержит на 100 вес.% от 0,5 до 25 вес.% смеси соединений формулы (I)
К!-С (О) -ΝΗ-СН (СООМ) - (СН2)„-СООМ' (I) причем указанную смесь получают ацилированием соединения формулы (II)
ИН2-СН(СООМ) - (СН2)П-СООМ* (II) где η означает целое число, равное 1 или 2,
- 8 021725
М означает одновалентный катион и
М', идентичный или отличный от М, означает атом водорода или одновалентный катион, со смесью жирных кислот, полученных из кокосового масла, или смешением активированных производных указанных кислот; и от 75 до 99,5 вес.% воды.
7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что в формуле (I) М означает атом натрия или калия, а М' означает атом водорода.
8. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что в формуле (I) М и М' означают атом натрия или атом калия.
9. Способ по п.7, в котором смесь соединений формулы (I) выбирают из мононатриевой или монокалиевой соли Ν-кокоилглутаминовой кислоты или мононатриевой или монокалиевой соли Νкокоиласпарагиновой кислоты.
10. Способ по п.8, в котором смесь соединений формулы (I) выбирают из динатриевой или дикалиевой соли Ν-кокоилглутаминовой кислоты или из динатриевой или дикалиевой соли Νкокоиласпарагиновой кислоты.
11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что водная композиция (С1) дополнительно содержит на 100% своего веса от 0,5 до 15 вес.%, в частности от 0,5 до 10 вес.% по меньшей мере одного ПАВ, отличного от соединения формулы (I), выбранного из неионных ПАВ, анионных ПАВ, катионных ПАВ и амфотерных ПАВ, при условии, что полное весовое содержание указанного ПАВ, отличного от соединения формулы (I), меньше полного весового содержания указанного соединения формулы (I).
12. Способ по п.11, отличающийся тем, что водная композиция (С4) дополнительно содержит на 100% своего веса от 0,5 до 10 вес.% Ν-кокоилглицина или Ν-додеканоилглицина.
13. Способ по любому из пп.1-12, в котором перед указанным этапом удаления или одновременно с ним проводят этап гидроразрыва породы путем закачивания указанного бурового раствора в виде пены.
EA201390949A 2010-12-23 2011-12-13 Новый способ бурения подземных полостей EA021725B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1061141A FR2969639B1 (fr) 2010-12-23 2010-12-23 Nouveau procede de forage de cavites souterraines
PCT/FR2011/052960 WO2012085391A1 (fr) 2010-12-23 2011-12-13 Nouveau procédé de forage de cavités souterraines

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201390949A1 EA201390949A1 (ru) 2013-11-29
EA021725B1 true EA021725B1 (ru) 2015-08-31

Family

ID=44146339

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201390949A EA021725B1 (ru) 2010-12-23 2011-12-13 Новый способ бурения подземных полостей

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9249349B2 (ru)
EP (1) EP2655541B1 (ru)
CN (1) CN103270131B (ru)
CA (1) CA2817193C (ru)
DK (1) DK2655541T3 (ru)
EA (1) EA021725B1 (ru)
ES (1) ES2533984T3 (ru)
FR (1) FR2969639B1 (ru)
PL (1) PL2655541T3 (ru)
WO (1) WO2012085391A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2723256C1 (ru) * 2019-08-27 2020-06-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" Буровой раствор для бурения скважин в условиях ММП

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2995610B1 (fr) * 2012-09-14 2014-10-10 Seppic Sa Nouveau procede de forage de cavites souterraines, nouvelles compositions a base d'alkylpolyglycosides et leur utilisation comme agent lubrifiant dans la preparation de fluides de forage aqueux
WO2015135777A2 (en) * 2014-03-12 2015-09-17 Basf Se Method for the production of oil and/or gas
CN106590606B (zh) * 2015-10-20 2019-07-09 中国石油化工股份有限公司 耐温抗盐低张力泡沫及其在泡沫封堵中的应用
ITUB20159216A1 (it) * 2015-12-21 2017-06-21 Mapei Spa Additivo schiumogeno per il condizionamento del terreno in presenza di scavo meccanizzato per la realizzazione di gallerie
CN107841296B (zh) * 2016-09-19 2020-01-07 中石化石油工程技术服务有限公司 一种防塌雾化液及其制备方法
EP3558236B1 (en) * 2016-12-21 2022-04-13 Unilever IP Holdings B.V. Liquid personal cleansing composition
FR3061025B1 (fr) * 2016-12-23 2019-01-25 Societe D'exploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic Nouveau melange tensioactif, nouvelle composition en comprenant et son utilisation dans les emulseurs pour combattre les incendies
FR3068043A1 (fr) * 2017-06-22 2018-12-28 Societe D'exploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic Nouveau melange tensioactif, nouvelle composition en comprenant et son utilisation en cosmetique
FR3068042B1 (fr) * 2017-06-22 2020-01-31 Societe D'exploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic Nouveau melange tensioactif, nouvelle composition en comprenant et son utilisation dans les emulseurs pour combattre les incendies
JP6559846B2 (ja) * 2018-07-10 2019-08-14 大成建設株式会社 気泡シールド工法および起泡材水溶液
CN110295880B (zh) * 2019-07-04 2021-05-14 中国矿业大学 一种多维度水力压裂煤层顶板优化停采线的方法
WO2021261989A1 (en) * 2020-06-25 2021-12-30 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) Composition with foaming properties

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2690709A1 (fr) * 1992-04-30 1993-11-05 Seppic Sa Procédé d'excavation de tunnels, utilisation d'un agent moussant et nouvel agent moussant.
FR2757426A1 (fr) * 1996-12-19 1998-06-26 Inst Francais Du Petrole Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication
WO2003035794A1 (fr) * 2001-10-26 2003-05-01 Institut Francais Du Petrole Methode de forage de puits et fluide de forage
FR2913350A1 (fr) * 2007-03-08 2008-09-12 Rhodia Recherches & Tech Utilisation d'une betaine a titre d'agent moussant et d'agent de reduction du drainage de la mousse

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3313362A (en) * 1965-02-03 1967-04-11 Air Drilling Specialties Co Method of and composition for use in, gas drilling
FR2439230A1 (fr) 1978-10-17 1980-05-16 Seppic Sa Utilisation d'amines grasses pour ameliorer les proprietes des mousses, et les agents moussants ameliores contenant ces amines
US5000877A (en) * 1988-08-12 1991-03-19 Mitsubishi Petrochemical Co., Ltd. Aqueous liquid detergent containing an N-acylaspartate and a betaine or imidazoline surfactant
JP2000517335A (ja) 1996-09-09 2000-12-26 ソシエテ・デクスプロワタシオン・ド・プロデュイ・プール・レ・ザンデュストリ・シミーク―セピック リポアミノ酸構造を持つ化合物の化粧用使用、及び、この化合物のいくつかを配合した緩和活性を有する化粧用組成物
WO2002038721A1 (fr) * 2000-11-08 2002-05-16 Ajinomoto Co., Inc. Agent de surface granulaire et son procede de production
US20080011486A1 (en) 2006-07-06 2008-01-17 Kewei Zhang Biodegradable foam compositions for oil field operations
KR100829747B1 (ko) 2006-11-01 2008-05-15 삼성에스디아이 주식회사 플라즈마 디스플레이 패널

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2690709A1 (fr) * 1992-04-30 1993-11-05 Seppic Sa Procédé d'excavation de tunnels, utilisation d'un agent moussant et nouvel agent moussant.
FR2757426A1 (fr) * 1996-12-19 1998-06-26 Inst Francais Du Petrole Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication
WO2003035794A1 (fr) * 2001-10-26 2003-05-01 Institut Francais Du Petrole Methode de forage de puits et fluide de forage
FR2913350A1 (fr) * 2007-03-08 2008-09-12 Rhodia Recherches & Tech Utilisation d'une betaine a titre d'agent moussant et d'agent de reduction du drainage de la mousse

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2723256C1 (ru) * 2019-08-27 2020-06-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" Буровой раствор для бурения скважин в условиях ММП

Also Published As

Publication number Publication date
FR2969639A1 (fr) 2012-06-29
CA2817193C (fr) 2019-01-08
EP2655541A1 (fr) 2013-10-30
US20130252853A1 (en) 2013-09-26
US9249349B2 (en) 2016-02-02
WO2012085391A1 (fr) 2012-06-28
DK2655541T3 (en) 2015-04-07
FR2969639B1 (fr) 2013-01-04
EP2655541B1 (fr) 2015-02-11
ES2533984T3 (es) 2015-04-16
CN103270131B (zh) 2016-01-06
CA2817193A1 (fr) 2012-06-28
PL2655541T3 (pl) 2015-10-30
EA201390949A1 (ru) 2013-11-29
CN103270131A (zh) 2013-08-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021725B1 (ru) Новый способ бурения подземных полостей
EA004514B1 (ru) Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта
EP1446459B1 (fr) Methode de forage de puits et fluide de forage
US10655054B2 (en) Foam-forming surfactant compositions
US6113809A (en) Use of a high purity imidazoline based amphoacetates as surface active agents
MX2010012056A (es) Fluido rompedor de alta densidad y metodos de uso del mismo.
RU2014134455A (ru) Десорбенты для улучшенного извлечения нефти
US20200370404A1 (en) Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration
US9945182B2 (en) Method for drilling underground cavities, compositions comprising alkyl polyglycosides, and use thereof as a lubricant in the production of aqueous drilling muds
CZ189695A3 (en) Process of reducing asphalt precipitation from crude oil
US6740625B1 (en) Method and fluid for checking the saturation of a formation in the immediate vicinity of a well
JP2012131884A (ja) 気泡シールド工法用起泡剤とその使用方法
CA2517420C (en) Method and composition for injection at a tunnel boring machine
JP2001503093A (ja) 改善された多成分混合物の地層探索への使用
EP3768798B1 (en) Selection of optimal surfactant blends for waterflood enhancement
WO2020079666A1 (es) Sistema espumado base agua para perforar zonas con baja presión y alta temperatura
JP6530008B2 (ja) 気泡シールド工法用起泡材
RU2698784C2 (ru) Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель
CN115322763B (zh) 一种生物酸解堵剂及其制备方法和在低渗透储层中的应用
JPS62153382A (ja) 懸濁液用起泡剤
RU2777003C1 (ru) Высокоингибированный буровой раствор
RU2328513C2 (ru) Буровой раствор для строительства переходов под естественными и искусственными преградами методом горизонтально направленного бурения
MXPA97009048A (en) Use of a surfactant of anfoacetate based deimidazoline of high purity as a spent agent in wells of petro

Legal Events

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

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

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

Designated state(s): KZ