RU2008126320A - INLAST-PLASTIC ACID REDUCER FOR VISCOELASTIC SURFACE-ACTIVE LIQUIDS IN BRINE - Google Patents

INLAST-PLASTIC ACID REDUCER FOR VISCOELASTIC SURFACE-ACTIVE LIQUIDS IN BRINE Download PDF

Info

Publication number
RU2008126320A
RU2008126320A RU2008126320/03A RU2008126320A RU2008126320A RU 2008126320 A RU2008126320 A RU 2008126320A RU 2008126320/03 A RU2008126320/03 A RU 2008126320/03A RU 2008126320 A RU2008126320 A RU 2008126320A RU 2008126320 A RU2008126320 A RU 2008126320A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acid
group
gel
combination
brine
Prior art date
Application number
RU2008126320/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2413839C2 (en
Inventor
Лэймин ЛИ (US)
Лэймин ЛИ
Лицзюнь ЛИНЬ (US)
Лицзюнь Линь
Карлос АБАД (US)
Карлос Абад
Тоан БУИ (US)
Тоан БУИ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl)
Шлюмбергер Текнолоджи Бв
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
Priority claimed from US11/770,442 external-priority patent/US7635028B2/en
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl), Шлюмбергер Текнолоджи Бв filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl)
Publication of RU2008126320A publication Critical patent/RU2008126320A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2413839C2 publication Critical patent/RU2413839C2/en

Links

Landscapes

  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий a) нагнетание в поры пласта водного геля, содержащего рассол, неполимерный загуститель и внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, и b) понижение вязкости указанного геля в порах после закачивания, причем указанный гель содержит от 0,005 до 5 вес.% указанного внутреннего кислотного разжижителя. ! 2. Способ по п.1, в котором указанный водный гель включает, дополнительно, рассол, содержащий по существу только одновалентные ионы, выбранные из группы, состоящей из KBr, NaBr, KCl, CsCl, CsBr, формиата Na, формиата K, формиата Cs и NaCl. ! 3. Способ по п.1, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из серной кислоты, сернистой кислоты, метансульфоновой кислоты и комбинации сульфата и кислоты. ! 4. Способ по п.1, в котором указанный рассол содержит, по меньшей мере, один двухвалентный ион, выбранный из группы, состоящей из CaBr2, ZnCl2, ZnBr2 и CaCl2. ! 5. Способ по п.4, в котором внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из азотной кислоты и комбинации нитрата и кислоты. ! 6. Способ по п.4, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из NaNO3 в комбинации с кислотой и KNO3 в комбинации с кислотой. ! 7. Способ по п.1, в котором указанный неполимерный загуститель содержит вязкоупругий ПАВ, выбранный из цвиттер-ионных ПАВ и катионных ПАВ. ! 8. Способ по п.7, в котором указанный цвиттер-ионный ПАВ включает бетаин. ! 9. Способ по п.7, в котором указанный вязкоупругий ПАВ включает аминоксидный ПАВ. ! 10. Способ по п.1, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей и�1. A method of treating a subterranean formation through which a wellbore passes, comprising a) injecting an aqueous gel containing brine, a non-polymeric thickener and an internal acid thinner soluble in the gel into the pores of the formation, and b) lowering the viscosity of said gel in the pores after injection, said gel contains from 0.005 to 5% by weight of said internal acidic diluent. ! 2. The method according to claim 1, wherein said aqueous gel further comprises a brine containing substantially only monovalent ions selected from the group consisting of KBr, NaBr, KCl, CsCl, CsBr, Na formate, K formate, Cs formate and NaCl. ! 3. The method according to claim 1, wherein said internal acidic diluent is selected from the group consisting of sulfuric acid, sulfurous acid, methanesulfonic acid, and a combination of sulfate and acid. ! 4. The method according to claim 1, wherein said brine contains at least one divalent ion selected from the group consisting of CaBr2, ZnCl2, ZnBr2 and CaCl2. ! 5. The method according to claim 4, in which the internal acidic diluent is selected from the group consisting of nitric acid and a combination of nitrate and acid. ! 6. The method according to claim 4, wherein said internal acidic diluent is selected from the group consisting of NaNO3 in combination with acid and KNO3 in combination with acid. ! 7. The method according to claim 1, wherein said non-polymer thickener comprises a viscoelastic surfactant selected from a zwitterionic surfactant and cationic surfactant. ! 8. The method according to claim 7, wherein said zwitterionic surfactant comprises betaine. ! 9. The method according to claim 7, wherein said viscoelastic surfactant comprises an amine oxide surfactant. ! 10. The method according to claim 1, wherein said internal acidic diluent is selected from the group consisting of and�

Claims (11)

1. Способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий a) нагнетание в поры пласта водного геля, содержащего рассол, неполимерный загуститель и внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, и b) понижение вязкости указанного геля в порах после закачивания, причем указанный гель содержит от 0,005 до 5 вес.% указанного внутреннего кислотного разжижителя.1. A method of treating a subterranean formation through which a wellbore passes, comprising a) injecting an aqueous gel containing brine, a non-polymeric thickener and an internal acid thinner soluble in the gel into the pores of the formation, and b) lowering the viscosity of said gel in the pores after injection, said gel contains from 0.005 to 5% by weight of said internal acidic diluent. 2. Способ по п.1, в котором указанный водный гель включает, дополнительно, рассол, содержащий по существу только одновалентные ионы, выбранные из группы, состоящей из KBr, NaBr, KCl, CsCl, CsBr, формиата Na, формиата K, формиата Cs и NaCl.2. The method according to claim 1, wherein said aqueous gel further comprises a brine containing substantially only monovalent ions selected from the group consisting of KBr, NaBr, KCl, CsCl, CsBr, Na formate, K formate, Cs formate and NaCl. 3. Способ по п.1, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из серной кислоты, сернистой кислоты, метансульфоновой кислоты и комбинации сульфата и кислоты.3. The method according to claim 1, wherein said internal acidic diluent is selected from the group consisting of sulfuric acid, sulfurous acid, methanesulfonic acid, and a combination of sulfate and acid. 4. Способ по п.1, в котором указанный рассол содержит, по меньшей мере, один двухвалентный ион, выбранный из группы, состоящей из CaBr2, ZnCl2, ZnBr2 и CaCl2.4. The method according to claim 1, wherein said brine contains at least one divalent ion selected from the group consisting of CaBr 2 , ZnCl 2 , ZnBr 2 and CaCl 2 . 5. Способ по п.4, в котором внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из азотной кислоты и комбинации нитрата и кислоты.5. The method according to claim 4, in which the internal acidic diluent is selected from the group consisting of nitric acid and a combination of nitrate and acid. 6. Способ по п.4, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из NaNO3 в комбинации с кислотой и KNO3 в комбинации с кислотой.6. The method according to claim 4, wherein said internal acidic diluent is selected from the group consisting of NaNO 3 in combination with acid and KNO 3 in combination with acid. 7. Способ по п.1, в котором указанный неполимерный загуститель содержит вязкоупругий ПАВ, выбранный из цвиттер-ионных ПАВ и катионных ПАВ.7. The method according to claim 1, wherein said non-polymer thickener comprises a viscoelastic surfactant selected from a zwitterionic surfactant and cationic surfactant. 8. Способ по п.7, в котором указанный цвиттер-ионный ПАВ включает бетаин.8. The method according to claim 7, wherein said zwitterionic surfactant comprises betaine. 9. Способ по п.7, в котором указанный вязкоупругий ПАВ включает аминоксидный ПАВ.9. The method according to claim 7, wherein said viscoelastic surfactant comprises an amine oxide surfactant. 10. Способ по п.1, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из соляной кислоты, уксусной кислоты, ацетатов с кислотами и фосфорной кислоты.10. The method according to claim 1, wherein said internal acidic diluent is selected from the group consisting of hydrochloric acid, acetic acid, acetates with acids, and phosphoric acid. 11. Способ по п.1, в котором указанный гель дополнительно содержит ингибитор коррозии. 11. The method according to claim 1, wherein said gel further comprises a corrosion inhibitor.
RU2008126320/03A 2007-06-28 2008-06-27 Intraformation acid thinner for vicous elastic surface active fluids in salt water RU2413839C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/770,442 2007-06-28
US11/770,442 US7635028B2 (en) 2006-09-18 2007-06-28 Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008126320A true RU2008126320A (en) 2010-01-10
RU2413839C2 RU2413839C2 (en) 2011-03-10

Family

ID=40185025

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008126320/03A RU2413839C2 (en) 2007-06-28 2008-06-27 Intraformation acid thinner for vicous elastic surface active fluids in salt water

Country Status (2)

Country Link
CA (1) CA2636523C (en)
RU (1) RU2413839C2 (en)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
RU2550764C1 (en) * 2013-11-11 2015-05-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Method of metal extraction from ores

Also Published As

Publication number Publication date
RU2413839C2 (en) 2011-03-10
CA2636523C (en) 2013-02-19
CA2636523A1 (en) 2008-12-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9027647B2 (en) Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof
RU2629034C2 (en) Application and method of stability increase of foam
US9650299B2 (en) Methods of using downhole compositions including an ion-sequestering compound
AU2013402087B2 (en) Sequential surfactant treatments for enhancing fracturing fluid recovery
AU2014411439B2 (en) Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations
US10035949B2 (en) Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation
NO20150344A1 (en) COMPOSITIONS AND METHODS RELATED TO DUMP ALUMINUM AND IRON SUBSTANCES IN UNDERGRADUATE FORMS AFTER ACID TREATMENT OPERATIONS
Mahmoud et al. High-temperature laboratory testing of illitic sandstone outcrop cores with HCl-alternative fluids
CN103436247B (en) A kind of retarded acid acidizing fluid
GB2456111A (en) Method for treating a subterranean formation
EP2707452A1 (en) Methods and compositions for clay control
RU2658686C2 (en) Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks
US20140158359A1 (en) Methods for Increasing Subterranean Formation Permeability
CN101787269A (en) Low-injury sandstone acid used for acidification technology of oil well
US9334721B2 (en) Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations
RU2008126320A (en) INLAST-PLASTIC ACID REDUCER FOR VISCOELASTIC SURFACE-ACTIVE LIQUIDS IN BRINE
US20150330199A1 (en) Method for enhancing acidizing treatment of a formation having a high bottom hole temperature
NZ631343A (en) Gel compositions for hydraulic fracturing applications
CN105154037B (en) Solid-phase-free composite synergistic high-density well killing fluid and preparation method thereof
RU2597593C1 (en) Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells
US10259994B2 (en) Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater
CN115678523B (en) Acid-based blocking removal system
EP2825614A1 (en) Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof
US10711179B2 (en) Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs
NZ620018A (en) Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid

Legal Events

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

Effective date: 20170628