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 PDFInfo
- 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
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)
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)
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 |
-
2008
- 2008-06-27 RU RU2008126320/03A patent/RU2413839C2/en not_active IP Right Cessation
- 2008-06-27 CA CA2636523A patent/CA2636523C/en not_active Expired - Fee Related
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 |