NO338479B1 - Viskoelastisk syre - Google Patents

Viskoelastisk syre Download PDF

Info

Publication number
NO338479B1
NO338479B1 NO20062470A NO20062470A NO338479B1 NO 338479 B1 NO338479 B1 NO 338479B1 NO 20062470 A NO20062470 A NO 20062470A NO 20062470 A NO20062470 A NO 20062470A NO 338479 B1 NO338479 B1 NO 338479B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
acid
group
fluid
mixture according
surfactant
Prior art date
Application number
NO20062470A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20062470L (no
Inventor
Diankui Fu
Marieliz Garcia-Lopez De Victoria
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
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 Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20062470L publication Critical patent/NO20062470L/no
Publication of NO338479B1 publication Critical patent/NO338479B1/no

Links

Classifications

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

Landscapes

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

Description

Oppfinnelsen vedrører et surt viskoelastisk surfaktantfluid basert på et kationisk surfaktant. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen et slikt fluid som har lav viskositet som sammensatt, som undergår en økning i viskositet ettersom syren forbrukes, og returnerer til omtrentlig den initiale viskositet når det siste av syren er forbrukt. Mest spesielt vedrører oppfinnelsen anvendelse av dette fluid som et av-ledningsfluid eller som hovedbehandlingsfluidet i oljefeltbehandlinger som f.eks. matrikssyrebehandling og syrefrakturering.
I matrikssyrebehandlinger av karbonatreservoarer er anbringelsen av stimu-lasjonsfluidet kritisk for vellykkethet. Selvavledende stimuleringsfluidsystemer basert på viskoelastiske surfaktanter (benevnt "viskoelastisk avledningssyre" eller VDA) er beskrevet, se US Patent 6 399 546 og US Patent Application Publication 2003-0119680, begge overdratt til den samme assignator (Schlumberger) som den foreliggende oppfinnelse. Denne type av system, f.eks. basert på betainsur-faktanter, benevnes det "nåværende" system heri. Det nåværende VDA system har en lav viskositet ved lav pH (sterk syre) og undergår en in-situ økning i viskositet ettersom syren forbrukes ved reaksjonen med kalsiumkarbonat (eller andre reaktive mineraler) i formasjonen. Det ønskes ikke noen begrensning grunnet teori, men den kjemiske mekanisme er antatt å være omdannelsen fra sfæriske eller korte slangelignende surfaktantmiceller til sterkt langstrakte surfaktantmiceller. Det brukte fluid er kjemisk stabilt opp til omtrent 149 °C; "bryting" av det viskøse fluid (dvs. hvis reduksjon av viskositeten snarere enn kjemisk nedbryting av surfaktanten) etter behandlingen bevirkes ved kontakt med råolje eller kondensater i reser-voaret eller ved fortynning med formasjonsvann. Anvendelsen av gjensidige løs-ningsmidler som for- og/eller etter-spylinger har også vært anvendt for å hjelpe til med nevnte "bryting", men det er vanskelig å oppnå effektiv kontakt av VDA med det gjensidige løsningsmiddel inne i en formasjon.
Selv om nåværende VDA har vært anvendt i tørre reservoarer og er blitt funnet å være vellykket i noen tilfeller forblir bekymringer med hensyn til om forbrukt VDA kan utrenses effektivt med formasjonsfluid eller med spylefluider. Det ville derfor være meget ønskelig å tilveiebringe et fluidsystem som selv "brytes" i formasjonen, og som sterkt vil forenkle arbeidsdesign og arbeidsutøvelse. Det ville også være ønskelig å tilveiebringe et surt, viskøst fluidsystem, som f.eks. et VDA fluidsystem, som er sammensatt av kationiske surfaktanter i motsetning til de zwitterioniske surfaktanter av de nåværende VDA på grunn av at saltkonsentra-sjonen som genereres ved syreforbruket er høy nok til å "bryte" viskøse fluider fremstilt fra kationiske surfaktanter, som er mer følsomme for høye saltkonsentrasjoner eller viskøse fluider fremstilt fra de zwitterioniske surfaktanter anvendt for de nåværende VDA.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fluidblanding og en fremgangsmåte i henhold til de selvstendige patentkrav. Ytterligere utførelsesformer av fluidblandingen i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
En utførelsesform er en fluidblanding inneholdende en mengde av en surfaktant effektiv til å øke viskositeten av fluidet, hvori surfaktanten inneholder a) et kvartært ammoniumsalt av et amin tilsvarende formelen:
hvori Ri er en gruppe med fra omtrent 14 til omtrent 26 karbonatomer og kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, mettet eller umettet, og kan inkludere en karbonyl-, amid-, en retroamid-, en imid-, en urea-, eller en amingruppe; R2, R3og R4er hver uavhengig hydrogen eller en Ci til omtrent C6alifatisk gruppe som kan være like eller forskjellige, forgrenet eller rettkjedet, mettet eller umettet og hvorav en eller flere kan være substituert med den gruppe som gjør R2, R3og R4gruppen mer hydrofil; R2, R3og R4gruppene kan være innlemmet i en heterosyklisk 5-leddet eller 6-leddet ringstruktur som inkluderer nitrogenatomet; R2, R3og R4gruppene kan være like eller forskjellige; en av R2, R3og R4kan være hydrogen; og X- er et anion; b) fra omtrent 3 til omtrent 28 prosent av en syre; og c) fra omtrent 1 til omtrent 10 % av et salt. Viskositeten av fluidblandingen minsker ettersom syreinnholdet i fluidblandingen minsker ved reaksjon med et syrereaktivt materiale til mindre enn 2 %, med en større prosentandel ved en skjærhastighet på 1 sek-<1>enn ved en skjærhastighet på fra omtrent 100 sek"<1>til omtrent 170 sek"<1>. Blandingen kan være en blanding hvori Ri inneholder fra omtrent 18 til omtrent 22 karbonatomer og kan inneholde en karbonyl-, en amid-, eller en amingruppe; R2, R3og R4kan inneholde fra 1 til omtrent 3 karbonatomer, og X"er et halogenid.
F.eks. inneholder Ri i blandingen fra omtrent 18 til omtrent 22 karbonatomer og kan inneholde en karbonyl-, en amid- eller en amingruppe, og R2, R3og R4er like og inneholder fra 1 til omtrent 3 karbonatomer. Blandingen inneholder eventuelt ytterligere et amin med strukturen:
hvori Ri, R2og R3er som ovenfor definert. Aminet kan være til stede i en konsentrasjon på mellom omtrent 0,01 og omtrent 1 %. Fluidblandingen kan også inneholde en polysulfonsyre. Som et eksempel inneholder Ri i surfaktanten fra omtrent 18 til omtrent 22 karbonatomer, og kan inneholde en karbonyl-, en amid-, eller en amingruppe, og R2, R3og R4inneholder fra 1 til omtrent 3 karbonatomer og kan være substituert med en gruppe som gjør R2, R3og R4gruppen mer hydrofil; et spesifikt eksempel på surfaktanten er"EMHAC" (erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metyl-ammoniumklorid).
Syren er valgt fra saltsyre, en blanding av saltsyre og fluorsyre, fluorborsyre, salpetersyre, fosforsyre, maleinsyre, sitronsyre, eddiksyre, maursyre og blandinger av disse syrer. Saltet er valgt fra litium-, natrium-, ammonium-, og kaliumklorider og nitrater og blandinger av disse salter. Saltet er til stede i en mengde på fra omtrent 4 til omtrent 5 vekt%. Surfaktanten er til stede i en mengde på fra omtrent 1 til omtrent 4 vekt% aktivt materiale.
En ytterligere utførelsesform er en fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon som innebærer å bringe en formasjon i kontakt med fluidblandingen beskrevet i det foregående, omfattende en surfaktant, en syre og et salt. Som eksempler er surfaktanten EMHAC, syren er valgt fra saltsyre, en blanding av saltsyre og fluorsyre, fluorborsyre, salpetersyre, fosforsyre, maleinsyre, sitronsyre, eddiksyre, maursyre, og blandinger av disse syrer, og saltet er valgt fra litium-, natrium-, ammonium- og kaliumklorider og nitrater og blandinger av disse salter. Saltet er til stede i en mengde på fra omtrent 4 til omtrent 5 vekt%. Surfaktanten er til stede i en mengde på fra omtrent 1 til omtrent 4 vekt% aktivt materiale.
Kort beskrivelse av tegningene, hvori:
Fig. 1 viser viskositeten av 3 % EMHAC som en funksjon av HCI konsentrasjonen uten noe tilsatt salt. Fig. 2 viser viskositeten av 3 % EMHAC som en funksjon av molar konsentrasjon av klorid. Fig. 3 viser viskositeten av 3 % EMHAC som en funksjon av prosentandel av HCI som forbrukes (med CaCb tilsatt for å simulere HCI forbruk). Fig. 4 viser forbrukskurven av 3 % EMHAC ved lav skjærhastighet (1 sek"<1>) med CaCb tilsatt for å simulere HCI forbruk. Fig. 5 viser viskositeten som en funksjon av % HCI forbrukt med 5 % NH4CI (i tillegg til CaCb tilsatt for å simulere syreforbruk). Fig. 6 viser forbrukskurven med 5 % NH4CI (i tillegg til CaCh tilsatt for å simulere syreforbruk) med en lav skjærhastighet (1 sek"<1>). Fig. 7 viser simulerte HCI forbrukstester av surfaktant A uten NH4CI ved en skjærhastighet på 100 sek"<1>. Fig. 8 viser simulert HCI forbrukstester av surfaktant A med 5 % NH4CI ved en skjærhastighet på 100 sek"<1>. Fig. 9 viser simulert HCI forbrukstester av surfaktant A uten NH4CI ved en skjærhastighet på 1sek"<1>, og Fig. 10 viser simulert HCI forbrukstester av surfaktant A med 5 % NH4CI ved en skjærhastighet på 1 sek"<1>.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
En utførelsesform er et selvavledende surt fluidsystem basert på kationiske surfaktanter. Den foretrukne syre er HCI, men andre syrer kan anvendes. Øk-ningen i viskositet når syren forbrukes tilveiebringer den selvavledende mekanisme. Ved 100 % forbruk undergår fluidet en dramatisk reduksjon i viskositet når fra omtrent 1 til omtrent 10 %, foretrukket fra omtrent 2 til omtent 8 %, mest foretrukket fra omtrent 4 til omtrent 5 % NH4CI er innlemmet i systemet. Denne kompo-nent benevnes et "brytningsmuliggjørende" salt. Det foretrukne salt er NH4CI, men andre salter kan anvendes, f.eks. litium-, natrium-, ammonium- og kaliumklorider og nitrater og blandinger av disse salter. Den mest uttalte reduksjon i viskositet iakttas ved lav skjærkraft, som er meget ønskelig for rensing av formasjonen. Uten det tilsatte NH4CI kan fluidsystemet fremdeles anvendes som en "viskoelastisk avledende syreWDA men den er ikke selvbrytende. Systemet anvendes primært i stimuleringsbehandlinger, spesielt som hovedbehandlingsfluidet i syrefrakturering og matriksstimulering av karbonater, men det kan også anvendes som en avleder for andre syrer eller for frakturering, som en dreperplugg, eller som en forspyling før sandstensyrebehandling. Systemet kan anvendes med HF og erforlikelig med noen gelaterende midler. Det skal bemerkes at når fluidet anvendes i en behandling hvori det er ment å spille rollen av en avleder foregår avledning bare så lenge som fluidet er i kontakt med et syrereaktivt materiale (som f.eks. et mineral) og at noe men ikke all syre er blitt forbrukt. Den riktige mengde fluid og de samtidige konsentrasjoner av syre og brytningsmuliggjørende salt kan beregnes for den spesielle behandling som påtenkes.
Den nåværende kommersielle VDA teknologi er basert på betainer, spesielt eucylamidopropylbetain, et zwitterionisk surfaktantsystem. Systemet er meget stabilt etter syreforbruk på grunn av sin høye toleranse overfor høye saltkonsentrasjoner. Systemet brytes ikke før det kommer i kontakt med hydrokarboner, formasjonsvann, eller et tilsatt brytningsmiddel. VDA systemet omhandlet heri er basert på kationiske surfaktanter; når systemet inkluderer passende konsentrasjoner av visse salter, som f.eks. ammoniumklorid, er det et selvbrytende system. Hvis systemet ikke inneholder det brytningsmuliggjørende salt kan det brytes på hvilke som helst av de samme måter som de nåværende VDA.
Syredelen som er del av sammensetningen av fluidsystemet ifølge den foreliggende oppfinnelse er valgt fra gruppen bestående av saltsyre, fluorsyre, en blanding av saltsyre og fluorsyre, fluorborsyre, salpetersyre, fosforsyre, maleinsyre, sitronsyre, eddiksyre, maursyre, og blandinger derav. Ifølge en foretrukket utfø-relsesform av oppfinnelsen er syren saltsyre og tilsettes i en konsentrasjon på mellom omtrent 3 vekt% og omtrent 28 vekt%, mest typisk ved en konsentrasjon på mellom omtrent 15 og omtrent 28 vekt%.
Ifølge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen tilsettes den viskoelastiske surfaktant i en konsentrasjon effektiv til å resultere i fortykning, dvs. en konsentrasjon på mellom omtrent 1 og omtrent 4 vekt% aktivt materiale (surfaktanten leveres typisk i oppløsning). Mest foretrukket tilsettes surfaktanten ved aktiv konsentrasjon på mellom omtrent 2 og omtrent 3 vekt%. Høyere konsentrasjoner kan anvendes avhengig av formasjonens permeabilitetsområde og kontrast.
Egnede kationiske surfaktanter danner sterke geler over et bredt syrekon-sentrasjonsområde, som vist i fig. 1. Opptredenen av surfaktanten anvendt i fig. 1, erucyl bis-(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid ("EMHAC"), også kjent som (Z)-13 dokosenyl-N-N- bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid, er typisk for egnede kationiske surfaktanter. EMHAC oppnås vanlig fra produsentene som et konsentrat, en blanding inneholdende omtrent 60 vekt% surfaktant i en blanding av isopropanol, etylenglykol og vann. I dette dokument og i figurene, når det refereres til "EMHAC" menes et slikt konsentrat. I figurene, når skjærhastigheten er gitt som S"<1>betyr dette sek"<1>(sekunder<1>). Fig. 1 viser viskositeten av 3 % EMHAC versus HCI konsentrasjon ved 21 °C i fravær av et tilsatt brytningsmuliggjørende salt.
Andre eksempler på egnede kationiske surfaktanter er beskrevet i US pa-tenter 5 258 137, 5 551 516 og 5 964 295. Selv om et foretrukket surfaktantfortyk-ningsmiddel er erucyl bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid, kan andre kationiske viskoelastiske surfaktantfortykningsmidler anvendes, enten alene eller i kombinasjon, i samsvar med oppfinnelsen, inklusive men ikke begrenset til erucyl trimetylammoniumklorid; N-metyl-N,N-bis(2-hydroksyetyl) rapsfrøammoniumklorid; oleylmetyl bis(hydroksyetyl)ammoniumklorid; oktadecylmetyl bis(hydroksyetyl)ammoniumbromid; oktadecyl tris(hydroksyetyl)ammoniumbromid; oktadecyldimetylhydroksyetylammoniumbromid; cetyldimetylhydroksyetylammo-niumbromid; cetylmetyl bis(hydroksyetyl)ammoniumsalicylat; cetylmetyl bis(hydroksyetyl)ammonium 3,4-diklorbenzoat; cetyl tris(hydroksyetyl)ammoniumjodid; bis(hydroksyetyl)soyaamin; N-metyl, N-hydroksyetyltalgamin; bis(hydroksyetyl)oktadecylamin; cosyldimetylhydroksyety-lammoniumbromid; cosylmetyl bis(hydroksyetyl)ammoniumklorid; cosyl tris(hydroksyetyl)ammoniumbromid; dicosyldimetylhydroksyetylammoniumbromid; dicosylmetyl bis(hydroksyetyl)ammoniumklorid; dicosyl
tris(hydroksyetyl)ammoniumbromid; heksadecyletyl
bis(hydroksyetyl)ammoniumklorid; heksadecylisopropyl
bis(hydroksyetyl)ammoniumjodid; N,N-dihydroksypropylheksadecylamin; N-metyl, N-hydroksyetylheksadecylamin; N-N-dihydroksyetyldihydroksypropyloleylamin; N-N-dihydroksypropylsoyaamin; N,N-dihydroksypropyltalgamin; N-butylheksadecylamin; N-hydroksyetyloktadecylamin; N-hydroksyetylcosylamin; cetylamino, N-oktadecylpyridiniumklorid; N-soya-N-etylmorfoliniumetosulfat; metyl- 1 -oleylamidoetyl-2-oleylamidazoliniummetylsulfat; og metyl-1 -talgamidoetyl-2-talgimidazoliniummetylsulfat.
Kvartære aminsurfaktanter som ville være egnet for fremstillingen av de selvavledende sure viskoelastiske kationiske surfaktantfluidsystemer inkluderer en effektiv mengde av en surfaktant som er et kvartært ammoniumsalt av aminet tilsvarende formelen:
hvori Ri er en gruppe som har fra omtrent 14 til omtrent 26 karbonatomer og som kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, mettet eller umettet, og kan inkludere en karbonyl-, en amid-, en retroamid-, en imid-, en urea-, eller en amingruppe;
R2, R3og R4er hver uavhengig hydrogen eller en Ci til omtrent C6alifatisk gruppe som kan være den samme eller en forskjellig, forgrenet eller rettkjedet, mettet eller umettet og en eller flere enn en av disse kan være substituert med en gruppe som gjør R2, R3og R4gruppen mer hydrofil; R2, R3og R4gruppene kan være innlemmet i en heterosyklisk 5- eller 6-leddet ringstruktur som inkluderer nitrogenatomet; R2, R3og R4gruppene kan være like eller forskjellige; en av R2, R3og R4kan være hydrogen; og X- er et anion. Blandinger av disse forbindelser kan anvendes. Som et ytterligere eksempel inneholder Ri fra omtrent 18 til omtrent 22 karbonatomer og kan inneholde en karbonyl-, en amid- eller en amingruppe, og R2, R3og R4er de samme som hverandre og har fra 1 til omtrent 3 karbonatomer. En slik egnet surfaktant, betegnet surfaktant "A" anvendes i noen av de etterfølgende eksempler.
I egnende fluider kan det viskoelastiske kationiske kvartære aminsurfak-tantsystem ytterligere inneholde et amin, f.eks. med strukturen:
hvori Ri, R2og R3er som definert i det foregående. Aminet kan være til stede i en konsentrasjon på mellom omtrent 0,01 og omtrent 1 % av det endelige fluid. Ri, R2og R3kan være identiske i den kationiske surfaktant og i aminet. I en ytterligere utførelsesform kan det kationiske surfaktantsystem inneholde en polysulfonsyre."
Kvartære aminsurfaktanter som ville være egnet inkluderer dem som har den samme generelle formel som ovenfor bortsett fra at en eller flere enn en av Ri, R2, R3og R4er inneholder en eller flere etoksygrupper eller en eller flere propoksygrupper eller en eller flere etoksygrupper og en eller flere propoksygrupper.
En egnet kationisk viskoelastisk surfaktant er en hvori Ri er en gruppe med fra omtrent 18 til omtrent 22 karbonatomer, som kan inkludere en karbonyl-, en amid- eller en amingruppe, og hvori R2, R3og R4har fra 1 til omtrent 3 karbonatomer og kan være substituert med en gruppe som gjør R2, R3og R4gruppen mer hydrofil. Et eksempel på en egnet kationisk viskoelastisk surfaktant med denne struktur er erucyl bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid.
Surfaktanter som ville være egnet inkluderer aminer hvori en av R2, R3eller R4i forbindelsene i det foregående avsnitt er hydrogen. Disse aminer er surfaktanter i sterke syrer på grunn av protonering og de mister overflateaktive egenskaper når syren forbrukes. Ved et tidspunkt, som kan være under, ved slutten av eller etter forbruksprosessen, avhengig av aminet, vil de deprotonere og de miceller som de har dannet vil brytes. Slike aminer er således i seg selv selvdestruerende og behøver i noen tilfeller ikke tilsetningen av salter for å fremme selvdestruksjonen, selv om salter kan tilsettes for å kontrollere viskositeten og selvdestruksjonen av aminene. Det er innenfor rammen av oppfinnelsen å anvende aminene ifølge oppfinnelsen med eller uten tilsetning av salter for å fremme micellebryting.
Normalt, for å fremstille et selvavledende surt viskoelastisk kationisk surfaktant fluidsystem i samsvar med den foreliggende oppfinnelse tilsettes surfaktanten til en vandig oppløsning hvori det er blitt oppløst en mengde av minst en av en gruppe av brytningsmuliggjørende vannoppløselige salter, og deretter tilsettes syren. Tilsetningsrekkefølgen av syren, saltet og surfaktanten er imidlertid ikke viktig. Hvilke som helst av komponentene kan også være forhåndsblandet i et konsentrat og deretter tilsettes til vannet. Standard blandingsprosedyrer kjent innen dette området kan anvendes ettersom oppvarming av oppløsningen og spesielle omrø-ringsbetingelser normalt ikke er nødvendig. Hvis de anvendes under betingelser med ekstrem kulde som f.eks. forekommer i Alaska eller Canada, bør selvfølgelig vanlige oppvarmingsprosedyrer anvendes.
Enkelte ganger er det foretrukket å oppløse fortykningsmiddelet i en alkohol eller diol med lavere molekylvekt før det blandes med den vandige løsning. Alko- holen eller diolen med lavere molekylvekt, f.eks. isopropanol eller propylenglykol, kan fungere til å hjelpe til med å oppløseliggjørfotrykningsmiddelet. Andre lignende midler kan også anvendes. Videre kan et skumhindrende middel som f.eks. en polyglykol anvendes for å hindre uønsket skumming under fremstillingen av VDA fluidet hvis et skum ikke er ønskelig under behandlingsbetingelsene. Hvis et skummet fluid er ønskelig kan det anvendes en gass som f.eks. luft, nitrogen, kar-bondioksid eller lignende. Et tilsatt skummiddel er normalt ikke nødvendig, men kan tilsettes. Videre kan det inkluderes reologimodifiserende midler og reologifor-bedrende midler, som f.eks. polymerer og andre kjent innen dette området. Som det er typisk tilfellet bør tilsetningsstoffer testes for å sikre at de er forlikelige med de andre komponenter i fluidet og å sikre at de ikke skadelig påvirker fluidets ytel-sesevne.
Tilsvarende kan det eventuelt anvendes en tilstrekkelig mengde av et vann-oppløselig organisk salt og/eller alkohol for å tilveiebringe ønskede viskoelastiske egenskaper under strenge betingelser. Også her bør disse testes; mange forbindelser vanlig anvendt for slike formål ville ikke være egnet for den foreliggende oppfinnelse, på grunn av at mange slike forbindelser danner uoppløselige bunnfall med kalsium (f.eks. salisylater undervisse betingelser) og andre virker som bryt-ningsmidlerfor mange viskoelastiske surfaktantmiceller (f.eks. Ci til C12alkoholer under visse betingelser). Det er imidlertid innenfor rammen for oppfinnelsen at det i fluidene ifølge oppfinnelsen innlemmes kosurfaktanter eller andre tilsetningsstoffer (som f.eks. men ikke begrenset til Ci til C3alkoholer) som endrer egenskapene av de viskoelastiske fluider, forutsatt at tilsetningsstoffene testes for forlikehet før bruken.
Fluidet ifølge oppfinnelsen kan pumpes som et enkelt fluid, som stimulerer og avleder i et trinn. Det kan presses/trues ned gjennom rørsystemet eller ifølge en foretrukket utførelsesform anbringes ved bruk av spolerør som beveges opp under injeksjon av den sure sammensetning. Ifølge en ytterligere utførelsesform pumpes fluidet inn i flere trinn, vekselvis med regulære syrebehandlingstrinn. Fluidet kan også være skummet. Som det er typisk i tilfellet av syrebehandlinger omfatter sammensetningen normalt korrosjonsinhibitorer, mest foretrukket basert på kvartære aminer. Ytterligere midler kan også typisk tilsettes; ikke begrensende eksempler er ikke-emulgeringsmidler, filtreringstapstilsetningsstoffer, jernreduk- sjons- eller kontrollmidler, og gelaterende midler. Som vanlig, når tilsetningsstoffer inkluderes i fluidsystemet, bør laboratorietesting gjennomføres for å sikre forlike-lighet slik at verken fluidet eller tilsetningsstoffet interfererer med stabiliteten eller effektiviteten av den andre bestanddel. Hvis fluidet anvendes i frakturering eller gruspakking kan proppemiddel eller grus være oppslemmet i fluidet.
Systemet anvendes primært i stimulasjonsbehandlinger, spesielt syrefrakturering og matriksstimulering av karbonater, men det kan også anvendes som et avledningsmiddel for andre syrer eller for frakturering eller gruspakking; som en dreperplugg; som et basisfluid for rensebehandlinger, spesielt med spolerør; og som en forhåndsspyling før sandstensyrebehandling. Det kan anvendes med HF og er forlikelig med noen gelaterende midler. Uten det tilsatte NH4CI eller annet brytningsmuliggjørende salt kan fluidsystemet fremdeles anvendes som en selvavledende syre, men er ikke selv-brytende.
Eksempel 1: Reologien under sure betingelser er lignende reologien som for fluider fremstilt med den nåværende VDA teknologi basert på erucylamidopropylbe-tain, bortsett fra at den reologiske opptreden av 3 % EMHAC (ingen tilsatt syre) i forskjellige saltløsninger (fig. 2) viser intoleransen av typiske kationiske surfaktanter ifølge oppfinnelsen overfor høye konsentrasjoner av saltløsning (med anioner som Cl"og NO3"). For ikke å begrenses av noen teori, er det imidlertid for de fleste surfaktanter og de fleste salter en saltkonsentrasjon hvorover viskositeten av et gitt viskoelastisk fluidsystem minsker dramatisk. Dataene i figurene viser at EMHAC er spesielt stabilt i NH4CI og CaCb; selv om dette ikke vises i figuren antas det at ved høyere saltkonsentrasjoner ville viskositeten også falle med disse salter. Videre antas det at tilsetningen av NH4CI skifter kurven for CaCh til høyre; og at dette også ville være tilfelle for andre salter som f.eks. men ikke begrenset til Li<+>, Na<+>og K<+>klorider. Disse salter er således brytningsmuliggjørende på grunn av at når den passende mengde av et slikt salt er tilsatt til systemet blir konsentrasjonen av dette salt pluss det CaCb som genereres ved forbruket av syren høy nok til å bryte micellesystemet. Denne reologiske opptreden av EMHAC og andre kationiske surfaktanter ifølge oppfinnelsen (i motsetning til zwitterioniske surfaktanter) i syrer og saltoppløsninger er ansvarlig for at det selvavledende sure system har det selvbrytende trekk. Enkel laboratorietesting kan anvendes for å bestemme hvilke salter som virker i et gitt system og ved hvilken konsentrasjon.
Eksempel 2: Fig. 3 viser en graf av viskositeten som en funksjon av prosent forbrukt HCI (som simulert ved å danne blandinger av HCI og CaCb) ved en skjærhastighet på fra omtrent 100 sek"<1>til omtrent 170 sek"<1>. Utgangsfluidet (0 % forbrukt HCI) inneholder 3 % EMHAC, 20 % HCI og 0,2 % av en korrosjonsinhibitor basert på kvartære aminer og maursyre; for de andre datapunkter, ble noe av HCI erstattet med en passende molar konsentrasjon av CaCb. Bemerk at dette system ikke inneholder noe tilleggssalt, som f.eks. NH4CI. Dataene indikerer at dette spe-sifikke fluid undergår en hurtig viskositetsøkning mens opptil 12 % HCI forbrukes. Ytterligere reduksjon av HCI konsentrasjonen resulterer i en kontinuerlig minsking av fluidviskositeten. Forbrukskurven ved en lavere skjærhastighet (1 sek"<1>) som vist i fig. 4 indikerer imidlertid at det 100 % forbrukte fluid fremdeles er viskøst. Ettersom lav skjærkraftviskositet er kritisk ved formasjonsrensing er det meget ønskelig at den lave skjærkraftviskositet av 100 % forbrukt fluid reduseres ytterligere. Dette fluid skal ikke betraktes som selvbrytende, på grunn av at det er stabilt ved den lave skjærkraft som det utsettes for i en formasjon etter en jobb og det motstår således rensing.
Eksempel 3: For å oppnå reduksjonen av den lave skjærkraftviskositet ble ytterligere salter (brytningsmuliggjørende salter) som f.eks. NH4CI innført i fluidsystemet. Det antas at andre salter som f.eks. KCI, NaCI og LiCI, eller salter inneholdende NO3"vil virke på samme måte i dette system; enkle forsøk kan anvendes for å bestemme de passende konsentrasjoner. Fig. 5 viser viskositeten ved 170 sek"<1>av fluidet som en funksjon av % forbrukt HCI, begynnende med 3 % EMHAC, 20 % HCI, 0,2 % av en korrosjonsinhibitor basert på kvartære aminer og maursyre, og 5 % NH4CI som det brytningsmuliggjørende salt. I dette tilfellet ble det iakttatt en ytterligere reduksjon av viskositeten ved 170 sek"<1>når det siste av HCI ble forbrukt. Ved sammenligning av figurene 3 og 5 ses at kurvene er nær identiske med og uten det tilsatte 5 % NH4CI bortsett fra at når det siste av HCI forbrukes, i hvilket tilfelle fluidsystemet inneholdende NH4CI hadde en viskositet ved 170 sek"<1>på mindre enn 30 cP i stedet for omtrent 75 cP. Høyst viktig var viskositetsreduksjo- nen av 100 % forbrukt fluid mer uttalt ved lavere skjærhastighet enn når fluidsystemet (3 % EMHAC, 20 % HCI, 0,2 % av en korrosjonsinhibitor basert på kvartære aminer og maursyre) innholdt 5 % NH4CI, som vist i fig. 6. Ved sammenligning av figurene 4 og 6 vises at kurvene er meget lignende med og uten det tilsatte 5 % NH4CI (og alle viskositetene ved mindre enn fullstendig syreforbruk er høye nok til at de eksakte verdier ikke har noen betydning og systemene er begge nyttige som fortykningsmidler) bortsett fra at når det siste av HCI forbrukes, i hvilket tilfellet fluidsystemet inneholdende NH4CI hadde en viskositet ved 1 sek-<1>på omtrent 125 cP i stedet for 2.300 cP.
Eksempel 4: Resultater med et ytterligere eksempel av en egnet kationisk surfaktant ("surfaktant A") er vist i figurene 7 til 10. Denne surfaktant er et erucylbasert kvartært amin hvori minst en av gruppene på aminet inneholder minst en etoksy-gruppe. Fig. 7 viser fluidsystemets viskositet (3 vekt% av surfaktantkonsentratet, forskjellige mengder av HCI og CaCb tilsatt for å simulere komponentene som ville være tilbake etter at en gitt mengde av HCI var blitt forbrukt, og 0,2 % av den samme korrosjonsinhibitor som anvendt i tidligere eksempler) ved 100 sek"<1>i simulerte HCI forbrukstester uten tilsatt NH4CI. Fig. 8 viser det samme system og forsøk bortsett fra at fluidsystemene også inneholdt 5 % NH4CI. Det kan ses at ved denne skjærhastighet senket det tilsatte NH4CI viskositeten av dette system ved alle HCI forbruksnivåer, men viskositeten var fremdeles signifikant (over 50 cP) etter at all HCI var forbrukt.
Figurene 9 og 10 viser resultatene av de samme forsøk med de samme to kjemiske systemer med unntagelse av at dataene er for målinger ved en skjærhastighet på 1 sek"<1>. Dataene viser at også med denne skjærhastighet senket det tilsatte NH4CI viskositeten av dette system ved alle HCI forbruksnivåer, men at viskositeten fremdeles var signifikant (over 50 cP) etter at all HCI var blitt forbrukt. Også her bevirket det tilsatte NH4CI imidlertid at den lave skjærkraftviskositet falt vesentlig når det siste av HCI var blitt forbrukt (fig. 10) i motsetning til vesentlig økning (fig. 9) uten det tilsatte NH4CI. Det antas at ved høyere temperaturer ville den lave skjærkraftviskositet av systemet inneholdende tilsatt NH4CI fremvise selvbrytende egenskaper for systemet og at ved en regulering av konsentrasjonen r Prrr av det man& sait * deme ~ - ■— «- »- —

Claims (10)

1. Fluidblanding, omfattende a. en mengde av en surfaktant effektiv til å øke viskositeten av fluidet, idet surfaktanten omfatter et kvartært ammoniumsalt av aminet tilsvarende formelen:
hvori Ri er en gruppe som har fra 14 til 26 karbonatomer og kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, mettet eller umettet, og kan inkludere en karbonyl-, en amid-, en retroamid-, en imid-, en urea-, eller en amingruppe; R2, R3og R4er hver uavhengig hydrogen eller en Ci til C6alifatisk gruppe som kan være like eller forskjellige, forgrenet eller rettkjedet, mettet eller umettet og hvorav én eller flere enn én kan være substituert med en gruppe som gjør R2, R3og R4gruppen mer hydrofil; R2, R3 og R4gruppene kan være innlemmet i en heterosyklisk 5- eller 6-leddet ringstruktur som inkluderer nitrogenatomet; R2, R3og R4gruppene kan være like eller forskjellige; én av R2, R3og R4kan være hydrogen; og X"er et anion; b. fra 3 til 28 vektprosent av en syre; og c. fra 1 til 10 vektprosent av et salt, hvori viskositeten av fluidblandingen minsker når syreinnholdet av fluidblandingen minsker til mindre enn 2 vektprosent, ved en prosentandel større ved en skjærhastighet på 1 sek"<1>enn ved en skjærhastighet på fra 100 sek"<1>til 170 sek"<1>.
2. Blanding ifølge krav 1, hvori Ri omfatter fra 18 til 22 karbonatomer og kan omfatte en karbonyl-, en amid- eller en amingruppe; R2, R3og R4omfatter fra 1 til 3 karbonatomer, og X"er et halogenid.
3. Blanding ifølge krav 2, hvori R2, R3og R4er like.
4. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, hvori den nevnte viskoelastiske surfaktant ytterligere omfatter et amin med strukturen:
hvori Ri, R2og R3er som angitt i krav 1.
5. Blanding ifølge krav 4, hvori den nevnte amin er til stede i en konsentrasjon på mellom 0,01 og 1 vektprosent.
6. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, hvori Ri omfatter fra 18 til 22 karbonatomer og kan omfatte en karbonyl-, en amid-, eller en amingruppe, og R2, R3og R4omfatter fra 1 til 3 karbonatomer og kan være substituert med en gruppe som gjør R2, R3og R4gruppen mer hydrofil.
7. Blanding ifølge krav 1, hvori syren er valgt fra gruppen bestående av saltsyre, en blanding av saltsyre og fluorsyre, fluorborsyre, salpetersyre, fosforsyre, maleinsyre, sitronsyre, eddiksyre, maursyre og blandinger derav.
8. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, hvori saltet er valgt fra gruppen bestående av litium-, natrium-, ammonium- og kaliumklorider og nitrater og blandinger derav.
9. Blanding ifølge krav 8, hvori saltet er til stede i en mengde på fra 4 til 5 vektprosent.
10. Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon omfattende at formasjonen bringes i kontakt med fluidblandingen ifølge hvilke som helst av de foregående krav.
NO20062470A 2003-12-11 2006-05-30 Viskoelastisk syre NO338479B1 (no)

Applications Claiming Priority (3)

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

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20062470L NO20062470L (no) 2006-07-10
NO338479B1 true NO338479B1 (no) 2016-08-22

Family

ID=34656429

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20062470A NO338479B1 (no) 2003-12-11 2006-05-30 Viskoelastisk syre

Country Status (12)

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

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7350572B2 (en) * 2004-09-01 2008-04-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling fluid loss
US20070060482A1 (en) * 2005-09-13 2007-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US7261160B2 (en) * 2005-09-13 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US20070125542A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Akzo Nobel N.V. High temperature gellant in low and high density brines
US7934556B2 (en) 2006-06-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation using diversion
US7753123B2 (en) 2006-12-06 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Method for treating a subterranean formation
US8016041B2 (en) * 2007-03-28 2011-09-13 Kerfoot William B Treatment for recycling fracture water gas and oil recovery in shale deposits
US8193127B2 (en) 2008-02-04 2012-06-05 Sanjel Corporation Low residue fluid fracturing system and method of use
US9212535B2 (en) * 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
US8936085B2 (en) 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
US7902124B2 (en) * 2008-08-29 2011-03-08 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting acid treatment with formic-acid-free corrosion inhibitor
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
US8247355B2 (en) * 2009-06-25 2012-08-21 Schlumberger Technology Corporation Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids
US9587165B2 (en) 2010-10-18 2017-03-07 Saudi Arabian Oil Company Non-damaging bimodal stimulation composition and method of use thereof
CN102155209B (zh) * 2011-01-21 2014-01-01 中国石油大学(北京) 一种酸性粘弹性流体压裂地层的方法
CN102453481B (zh) * 2011-01-21 2013-09-18 中国石油大学(北京) 一种酸性粘弹性流体及其制备方法和用途
DK2841525T3 (en) 2012-04-27 2018-12-03 Akzo Nobel Chemicals Int Bv FOAM OR VISCOSIFIED COMPOSITION CONTAINING A CHELING AGENT
CN103305208B (zh) * 2013-06-05 2016-03-16 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种强酸基表活剂压裂液及其压裂方法
US20150034315A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 Schlumberger Technology Corporation Viscosified acid fluid and method for use thereof
CN103769307B (zh) * 2013-10-28 2017-03-22 东北大学 水溶性阳离子捕收剂及其制备方法及用途
CN103896792B (zh) * 2014-04-18 2016-06-22 四川安东油气工程技术服务有限公司 适用于高温碳酸岩储层酸化用有机多元羧酸及转向酸及其制备方法
US10494567B2 (en) * 2015-05-08 2019-12-03 China National Petroleum Corporation Chuanqing Drilling Engineering Company Limited Changqing Downhole Technology Company Recoverable instant thickening acid and its reusing method
US10030471B2 (en) 2015-07-02 2018-07-24 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
CN107384361A (zh) * 2017-07-14 2017-11-24 张亚明 一种芥酸基烷基季铵盐表面活性剂及其制备方法
CN108102633B (zh) * 2017-11-17 2020-10-09 中国石油天然气股份有限公司 一种粘弹性酸基压裂液及其制备方法
CN107987816A (zh) * 2017-11-27 2018-05-04 延长油田股份有限公司 一种油层疏通方法及选择性酸化用添加剂
EP3986978B1 (en) * 2019-06-21 2024-05-15 Baker Hughes Holdings LLC Aqueous delayed acid system for well stimulation
CA3154054A1 (en) 2019-10-23 2021-04-29 Ahmed ZAKARIA Energized well treating fluids and methods of using same
BR102020006183A2 (pt) * 2020-03-26 2021-09-28 Universidade Estadual De Campinas - Unicamp Composição de fluido ácido divergente para estimulação de reservatório por acidificação matricial
CN112375556A (zh) * 2020-11-25 2021-02-19 陕西科技大学 一种耐高温的清洁酸性压裂液及其制备方法
WO2024026137A1 (en) * 2022-07-29 2024-02-01 Schlumberger Technology Corporation Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations
CN115232611B (zh) * 2022-08-19 2023-12-15 广汉市华星新技术开发研究所(普通合伙) 一种囊泡型酸性压裂液及其制备方法和应用

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6399546B1 (en) * 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4012329A (en) * 1973-08-27 1977-03-15 Marathon Oil Company Water-in-oil microemulsion drilling fluids
US4353806A (en) * 1980-04-03 1982-10-12 Exxon Research And Engineering Company Polymer-microemulsion complexes for the enhanced recovery of oil
US5258137A (en) 1984-12-24 1993-11-02 The Dow Chemical Company Viscoelastic surfactant based foam fluids
US5551516A (en) 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
GB2332223B (en) * 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids
GB2335680B (en) * 1998-03-27 2000-05-17 Sofitech Nv Method for water control
GB2335679B (en) * 1998-03-27 2000-09-13 Sofitech Nv Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids
DK1212385T3 (en) * 1999-09-07 2016-04-04 Akzo Nobel Surface Chem Quaternary ammonium salts as thickeners for aqueous systems
ATE527434T1 (de) * 2000-04-05 2011-10-15 Schlumberger Ca Ltd Viskositätsverringerung von auf viskoelastischem öberflächenaktiven mittel basierten flüssigkeiten
GB2365464B (en) * 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver fluid
GB0028264D0 (en) * 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
GB0108086D0 (en) * 2001-03-30 2001-05-23 Norske Stats Oljeselskap Method
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7084095B2 (en) * 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7119050B2 (en) 2001-12-21 2006-10-10 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US7638468B2 (en) * 2003-01-15 2009-12-29 Bj Services Company Surfactant based viscoelastic fluids
US7125825B2 (en) * 2003-04-25 2006-10-24 Tomah Products, Inc. Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6399546B1 (en) * 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity

Also Published As

Publication number Publication date
AR047276A1 (es) 2006-01-11
CA2547522A1 (en) 2005-06-30
WO2005059059A1 (en) 2005-06-30
DE602004006644D1 (de) 2007-07-05
NO20062470L (no) 2006-07-10
DK1692242T3 (da) 2007-08-27
US20050126786A1 (en) 2005-06-16
US7341107B2 (en) 2008-03-11
CN1942550B (zh) 2013-08-14
EA009195B1 (ru) 2007-12-28
ATE362966T1 (de) 2007-06-15
CA2547522C (en) 2009-06-30
MXPA06006494A (es) 2006-08-23
EP1692242B1 (en) 2007-05-23
EA200600943A1 (ru) 2006-12-29
EP1692242A1 (en) 2006-08-23
US20080146465A1 (en) 2008-06-19
DE602004006644T2 (de) 2008-01-31
CN1942550A (zh) 2007-04-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO338479B1 (no) Viskoelastisk syre
CA2469259C (en) A novel fluid system having controllable reversible viscosity
US7402549B2 (en) Viscoelastic surfactant rheology modification
CA2648708C (en) Rheology modifiers
US7575054B2 (en) Self diverting matrix acid
US7125825B2 (en) Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use
CA2553020C (en) Additive for viscoelastic fluid
US7510009B2 (en) Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid
CA2648234C (en) Rheology enhancers
US7345012B2 (en) Foamed viscoelastic surfactants
DK2471888T3 (en) Viscoelastic surfactant fluids with improved recovery of the shear rheology and stability performance
US20050137095A1 (en) Acidizing stimulation method using viscoelastic gelling agent
US20080236832A1 (en) Method for Treating Subterranean Formation
US8173581B2 (en) Mutual solvent-soluble and/or alcohol blends-soluble particles for viscoelastic surfactant fluids
WO2011146185A2 (en) Increasing the viscosity of viscoelastic fluids
US20160102242A1 (en) Treatment fluid and method
CA2574003C (en) Foamed viscoelastic surfactants
WO2010047705A1 (en) Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
CA2876589A1 (en) Viscoelastic surfactants in mixed brines

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees