RU2008123876A - Композиция и способ для загущения крепких водных рассолов - Google Patents

Композиция и способ для загущения крепких водных рассолов Download PDF

Info

Publication number
RU2008123876A
RU2008123876A RU2008123876/03A RU2008123876A RU2008123876A RU 2008123876 A RU2008123876 A RU 2008123876A RU 2008123876/03 A RU2008123876/03 A RU 2008123876/03A RU 2008123876 A RU2008123876 A RU 2008123876A RU 2008123876 A RU2008123876 A RU 2008123876A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
brine
gum
fluid
cationic polysaccharide
guar gum
Prior art date
Application number
RU2008123876/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2432380C2 (ru
Inventor
Манилал С. ДАХАНАЯКИ (US)
Манилал С. Даханаяки
Субраманиан КЕСАВАН (US)
Субраманиан Кесаван
Эллвин КОЛАКО (US)
Эллвин Колако
Original Assignee
Родиа Инк. (Us)
Родиа 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 Родиа Инк. (Us), Родиа Инк. filed Critical Родиа Инк. (Us)
Publication of RU2008123876A publication Critical patent/RU2008123876A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2432380C2 publication Critical patent/RU2432380C2/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
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/904—Process of making fluids or additives therefor

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)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

1. Способ получения жидкости для обслуживания скважины, включающий загущение рассола с плотностью по меньшей мере 11,5 ф/г путем взаимодействия рассола и катионного полисахарида. ! 2. Способ по п.1, в котором жидкость для обслуживания скважины включает буровой раствор, жидкость для ремонта скважины, жидкость для гидроразрыва, жидкость для переоборудования скважины или жидкость для заканчивания скважины. ! 3. Способ по п.1, в котором рассол является крепким рассолом. ! 4. Способ по п.1, в котором рассол имеет плотность от примерно 11,5 до примерно 19,5 ф/г. ! 5. Способ по п.1, в котором рассол имеет плотность от примерно 14 до примерно 19,5 ф/г. ! 6. Способ по п.1, в котором рассол содержит раствор по меньшей мере одной водорастворимой соли многовалентного металла. ! 7. Способ по п.1, в котором рассол содержит соль цинка, выбранную из группы, состоящей из хлорида цинка, бромида цинка, иодида цинка, сульфата цинка и их смесей. ! 8. Способ по п.1, в котором рассол содержит соль кальция, выбранную из группы, состоящей из хлорида кальция, бромида кальция, иодида кальция и их смесей. ! 9. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид присутствует в количестве от примерно 0,1 до примерно 5% в расчете на вес рассола. ! 10. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид присутствует в количестве от примерно 0,5 до примерно 4% в расчете на вес рассола. ! 11. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид получают взаимодействием реакционно-способного четвертичного аммонийного соединения с полисахаридом или производным полисахарида, выбранным из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксиалкилгуаровой смолы, карбоксиалкилгуаровой смолы, карбоксиалкилгидроксиалкилг�

Claims (21)

1. Способ получения жидкости для обслуживания скважины, включающий загущение рассола с плотностью по меньшей мере 11,5 ф/г путем взаимодействия рассола и катионного полисахарида.
2. Способ по п.1, в котором жидкость для обслуживания скважины включает буровой раствор, жидкость для ремонта скважины, жидкость для гидроразрыва, жидкость для переоборудования скважины или жидкость для заканчивания скважины.
3. Способ по п.1, в котором рассол является крепким рассолом.
4. Способ по п.1, в котором рассол имеет плотность от примерно 11,5 до примерно 19,5 ф/г.
5. Способ по п.1, в котором рассол имеет плотность от примерно 14 до примерно 19,5 ф/г.
6. Способ по п.1, в котором рассол содержит раствор по меньшей мере одной водорастворимой соли многовалентного металла.
7. Способ по п.1, в котором рассол содержит соль цинка, выбранную из группы, состоящей из хлорида цинка, бромида цинка, иодида цинка, сульфата цинка и их смесей.
8. Способ по п.1, в котором рассол содержит соль кальция, выбранную из группы, состоящей из хлорида кальция, бромида кальция, иодида кальция и их смесей.
9. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид присутствует в количестве от примерно 0,1 до примерно 5% в расчете на вес рассола.
10. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид присутствует в количестве от примерно 0,5 до примерно 4% в расчете на вес рассола.
11. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид получают взаимодействием реакционно-способного четвертичного аммонийного соединения с полисахаридом или производным полисахарида, выбранным из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксиалкилгуаровой смолы, карбоксиалкилгуаровой смолы, карбоксиалкилгидроксиалкилгуаровой смолы, гидрофобно модифицированной гуаровой смолы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилгуаровой смолы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилгуаровой смолы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилгидроксиалкилгуаровой смолы, пектина, альгинатов, смолы из бобов рожкового дерева, гуммиарабика, камеди гхатти, сенегальской камеди, каррагинана, гидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилцеллюлозы, простых алкиловых эфиров целлюлозы, гидроксиалкилметилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированных простых алкиловых эфиров целлюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилметилцеллюлозы, крахмала, трагакантовой камеди, камеди карайя, камеди таро, тамариндовой камеди, ксантановой камеди, велановой камеди, сукциноглюканов и смесей таковых.
12. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид имеет молекулярный вес от примерно 100000 до примерно 2000000.
13. Способ по п.1, в котором катионный полисахарид имеет молекулярный вес от примерно 100000 до примерно 1000000.
14. Способ по п.1, в котором жидкость для обслуживания скважины, содержащая рассол, имеет вязкость от примерно 200 до примерно 15000 сП.
15. Способ по п.1, в котором жидкость для обслуживания скважины, содержащая рассол, имеет вязкость от примерно 200 до примерно 5000 сП.
16. Способ по п.1, в котором катионным полисахаридом является катионная гуаровая смола.
17. Способ по п.1, в котором катионным полисахаридом является гидроксипропилтриметиламмонийхлоридное производное гуаровой смолы.
18. Способ по п.1, в котором катионным полисахаридом является катионная гуаровая смола, имеющая плотность катионных зарядов примерно 1,6 мэкв/г.
19. Композиция жидкости для обслуживания скважины, включающая загущенный крепкий рассол, содержащий соль цинка, соль кальция или смеси таковых, и катионный полисахарид.
20. Композиция по п.19, в которой катионный полисахарид является катионной гуаровой смолой, полученной взаимодействием гуаровой смолы с реакционноспособным четвертичным аминным соединением.
21. Композиция жидкости для обслуживания скважины, включающая загущенный крепкий рассол, содержащий соль кальция, соль цинка или их смеси, и катионный полисахарид, имеющий плотность зарядов примерно 1,6 мэкв/г и молекулярный вес от примерно 100000 до примерно 2000000, полученной взаимодействием гуаровой смолы с четвертичным аммонийным соединением.
RU2008123876/03A 2005-11-16 2006-11-06 Композиция и способ для загущения крепких водных рассолов RU2432380C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/280,895 US7629296B2 (en) 2005-11-16 2005-11-16 Composition and method for thickening heavy aqueous brines with cationic guar
US11/280,895 2005-11-16

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008123876A true RU2008123876A (ru) 2009-12-27
RU2432380C2 RU2432380C2 (ru) 2011-10-27

Family

ID=38041682

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008123876/03A RU2432380C2 (ru) 2005-11-16 2006-11-06 Композиция и способ для загущения крепких водных рассолов

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7629296B2 (ru)
EP (1) EP1948754B1 (ru)
BR (1) BRPI0618665B1 (ru)
CA (1) CA2630033C (ru)
DK (1) DK1948754T3 (ru)
NO (1) NO341068B1 (ru)
PL (1) PL1948754T3 (ru)
RU (1) RU2432380C2 (ru)
WO (1) WO2007058814A2 (ru)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090048126A1 (en) * 2007-08-17 2009-02-19 Alhad Phatak Method of Treating Formation With Polymer Fluids
US9102865B2 (en) * 2009-02-16 2015-08-11 Chevron Phillips Chemical Company Lp Wellbore servicing fluids comprising cationic polymers and methods of using same
CN102597157A (zh) * 2009-06-04 2012-07-18 罗地亚管理公司 使高比重水性卤水增粘的方法和组合物
US8636069B2 (en) * 2009-09-22 2014-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluid compositions and use thereof
US8327935B2 (en) * 2009-12-17 2012-12-11 Dick Crill Methods of use of a salt solution of monovalent and divalent cations in hydraulic fracturing
US8540025B2 (en) * 2010-06-08 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
US20130098615A1 (en) * 2011-10-19 2013-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Novel high density brines for completion applications
CN102618226B (zh) * 2012-03-09 2013-08-21 中成新星油田工程技术服务股份有限公司 一种以卤水为基液的饱和盐水泥浆及其制备方法
WO2014154806A1 (en) 2013-03-28 2014-10-02 Basf Se Process for preparing partially degalactosylated xyloglucan and its use for oilfield applications
WO2014154814A1 (en) 2013-03-28 2014-10-02 Basf Se Method for blocking permeable zones in oil and natural gas bearing subterranean formations by in-situ xyloglucan degalactosylation
CN105555906A (zh) * 2013-07-17 2016-05-04 英国石油勘探运作有限公司 采油方法
US9796913B2 (en) 2014-05-28 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Low residue, high salinity fracturing fluids
WO2016032474A1 (en) 2014-08-28 2016-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluid and method of use
ITUB20150203A1 (it) * 2015-02-17 2016-08-17 Lamberti Spa Inibitori di scisti
US10815765B2 (en) 2015-06-24 2020-10-27 Schlumberger Technology Corporation Enhanced viscosity of polymer solutions in high salinity brines
US20180230362A1 (en) * 2015-10-22 2018-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use
WO2019098366A1 (ja) * 2017-11-20 2019-05-23 花王株式会社 毛髪化粧料
US11939521B2 (en) * 2022-08-19 2024-03-26 Saudi Arabian Oil Company Reuse of hypersaline brine with ionic liquids

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3472840A (en) * 1965-09-14 1969-10-14 Union Carbide Corp Quaternary nitrogen-containing cellulose ethers
GB1499034A (en) 1973-04-27 1978-01-25 Chem Additives Co Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation
US4031307A (en) * 1976-05-03 1977-06-21 Celanese Corporation Cationic polygalactomannan compositions
US4415463A (en) * 1979-06-22 1983-11-15 The Dow Chemical Co. Preparation of viscosifiers for zinc salt workover and completion brines
US4392964A (en) * 1980-05-05 1983-07-12 Nl Industries, Inc. Compositions and method for thickening aqueous brines
US4420406A (en) * 1980-06-20 1983-12-13 Nl Industries, Inc. Thickened heavy brines
US4439333A (en) * 1981-05-08 1984-03-27 Nl Industries, Inc. Heavy brine viscosifiers
US4435564A (en) * 1982-06-07 1984-03-06 Venture Innovations, Inc. Compositions and processes for using hydroxyethyl cellulose in heavy brines
US4619773A (en) * 1983-05-02 1986-10-28 Mobil Oil Corporation High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropanesulfonic acid salts
US4663159A (en) * 1985-02-01 1987-05-05 Union Carbide Corporation Hydrophobe substituted, water-soluble cationic polysaccharides
US5037930A (en) * 1989-09-22 1991-08-06 Gaf Chemicals Corporation Heterocyclic quaternized nitrogen-containing cellulosic graft polymers
US5176901A (en) * 1991-04-10 1993-01-05 Smithkline Beecham Corporation Dental composition
US5387675A (en) * 1993-03-10 1995-02-07 Rhone-Poulenc Specialty Chemicals Co. Modified hydrophobic cationic thickening compositions
US5616541A (en) 1995-02-10 1997-04-01 Texas United Chemical Company, Llc. Low solids, high density fluids for well drilling
US5785747A (en) 1996-01-17 1998-07-28 Great Lakes Chemical Corporation Viscosification of high density brines
BR9713071A (pt) 1996-11-15 2000-04-11 Tetra Tech Fluido para perfuração de salmoura transparente.
DE19930031A1 (de) * 1999-06-30 2001-01-04 Sueddeutsche Kalkstickstoff Terpolymere auf Basis von Sulfobetainen, Verfahren zu ihrer Herstellung und deren Verwendung als Verdickungsmittel für wäßrige Salzlösungen
US6855671B2 (en) * 1999-10-01 2005-02-15 Baker Hughes Incorporated Water based fluids comprising multivalent salts and low molecular weight, low charge cationic polyacrylamide copolymers
US20020193343A1 (en) 2000-09-27 2002-12-19 Khan Saad A. Controlled enzymatic degradation of guar galactomannan solutions using enzymatic inhibition
US6810959B1 (en) 2002-03-22 2004-11-02 Bj Services Company, U.S.A. Low residue well treatment fluids and methods of use

Also Published As

Publication number Publication date
WO2007058814A2 (en) 2007-05-24
BRPI0618665B1 (pt) 2017-07-04
BRPI0618665A2 (pt) 2011-09-06
US20070111897A1 (en) 2007-05-17
EP1948754A4 (en) 2009-11-18
PL1948754T3 (pl) 2014-01-31
CN101305067A (zh) 2008-11-12
DK1948754T3 (da) 2013-11-25
EP1948754A2 (en) 2008-07-30
RU2432380C2 (ru) 2011-10-27
NO20082099L (no) 2008-06-05
US7629296B2 (en) 2009-12-08
WO2007058814A3 (en) 2008-01-24
NO341068B1 (no) 2017-08-21
CA2630033C (en) 2013-08-27
CA2630033A1 (en) 2007-05-24
EP1948754B1 (en) 2013-10-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2008123876A (ru) Композиция и способ для загущения крепких водных рассолов
RU2538564C2 (ru) Способы и композиции для увеличения вязкости тяжелых водных рассолов
RU2435945C2 (ru) Способ технологической обработки подземных формаций с помощью модифицированных гелеобразующих агентов (варианты)
CN106519254B (zh) 一种树枝状季铵盐页岩抑制剂及其制备方法与应用
SE444179B (sv) Komposition for formning av en poros permeabel konsoliderad sandmassa av kvartskorn samt anvendning derav
CN102002349B (zh) 一种海水基聚胺完井液及其制备方法
US4487867A (en) Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation
US10308726B2 (en) Crosslinked polymer, hydrogel or water-based fracturing fluid comprising the same, and methods of making and using thereof
CN105829491A (zh) 可再使用的高性能水基钻井液
NO20170610A1 (en) Additive of Chemically-Modified Cellulose Nanofibrils or Cellulose Nanocrystals
US4455241A (en) Wellbore fluid
US10633581B2 (en) Composition and method for improved treatment fluid
CN110256275A (zh) 一种耐盐型两性离子疏水缔合聚合物的制备方法以及在压裂液上的应用
CN111040742A (zh) 页岩抑制剂及其制备方法和钻井液及其应用
CN104277818A (zh) 压裂液降阻剂及其应用
US4487866A (en) Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers
CN110498868B (zh) 改性韦兰胶及其制备方法和水基压裂液组合物及水基压裂液
CN109705835A (zh) 一种耐高盐的粘弹性表面活性剂清洁压裂液及其制备方法
CN104560000A (zh) 压裂液降阻剂组合物
CN107987182A (zh) 一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液
US7595391B2 (en) Crosslinked polysaccharides and methods of making and using crosslinked polysaccharides
CN109554171A (zh) 环保型粘土稳定剂
CA1168427A (en) Method of producing a homogeneous viscous well servicing fluid within a borehole and well servicing fluid compositions
CN109913191A (zh) 一种高酸性气井水基微囊冲砂组合物、高酸性气井水基微囊冲砂液
US20190359882A1 (en) Nanoparticulate containing proppant suspension composition with breaker and aggregator

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20161107