RU2009138314A - Композиции и способы обработки скважины с водным барьером - Google Patents

Композиции и способы обработки скважины с водным барьером Download PDF

Info

Publication number
RU2009138314A
RU2009138314A RU2009138314/03A RU2009138314A RU2009138314A RU 2009138314 A RU2009138314 A RU 2009138314A RU 2009138314/03 A RU2009138314/03 A RU 2009138314/03A RU 2009138314 A RU2009138314 A RU 2009138314A RU 2009138314 A RU2009138314 A RU 2009138314A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
formation
hydrocarbon
bearing
integer
Prior art date
Application number
RU2009138314/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Гари А. ПОУП (US)
Гари А. Поуп
ДЖР. Джимми Р. БАРАН (US)
ДЖР. Джимми Р. БАРАН
Вишал БАНГ (US)
Вишал БАНГ
Джон СКИЛДУМ (US)
Джон СКИЛДУМ
Мукул М. ШАРМА (US)
Мукул М. ШАРМА
Original Assignee
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us)
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани (Us)
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани
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 Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us), Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем, 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани (Us), 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани filed Critical Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us)
Publication of RU2009138314A publication Critical patent/RU2009138314A/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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • 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
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C09K8/604—Polymeric surfactants

Abstract

1. Способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей воду, причем способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией, включающей растворитель и неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает: ! по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой: ! ; и ! по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой: ! ; ! ; или ! ; ! где Rf представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода; ! R, R1 и R2 каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода; ! n является целым числом от 2 до 10; ! EO представляет собой -CH2CH2O-; ! каждый PO независимо представляет собой -CH(CH3)CH2O- или -CH2CH(CH2)O-; ! каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и ! каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55; и ! где растворитель, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации, несущей углеводород, где водой является нереликтовая вода, или где формация, несущая углеводород, включает водоносную скважину. ! 2. Способ по п.1, где нереликтовой водой является, по меньшей мере, одно из проточной воды, подвижной воды, неподвижной воды, воды с поперечным потоком, воды из жидкостей скважины, воды в бетоне, воды из прилежащих перфорированных формаций или остаточной воды. ! 3. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент. ! 4. Способ по п.1, где формация, несущ

Claims (23)

1. Способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей воду, причем способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией, включающей растворитель и неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
Figure 00000001
; и
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
Figure 00000002
;
Figure 00000003
; или
Figure 00000004
;
где Rf представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
R, R1 и R2 каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
EO представляет собой -CH2CH2O-;
каждый PO независимо представляет собой -CH(CH3)CH2O- или -CH2CH(CH2)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55; и
где растворитель, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации, несущей углеводород, где водой является нереликтовая вода, или где формация, несущая углеводород, включает водоносную скважину.
2. Способ по п.1, где нереликтовой водой является, по меньшей мере, одно из проточной воды, подвижной воды, неподвижной воды, воды с поперечным потоком, воды из жидкостей скважины, воды в бетоне, воды из прилежащих перфорированных формаций или остаточной воды.
3. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент.
4. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из залежи сухого газа, залежи влажного газа, залежи отходящего конденсата газа, залежи газа в плотных породах, залежи газа из угольных пластов или залежи хранения.
5. Способ по п.1, где способ снижает поток, не подчиняющийся закону Дарси.
6. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из глинистая порода, конгломерат, диатомит, песок или песчаник.
7. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает формацию, поврежденную водой.
8. Способ по п.1, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 50000 грамм/моль.
9. Способ по п.1, где кластической формацией, несущей углеводород, является формация газа в плотных породах.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, где кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент.
11. Способ по любому из пп.1-9, где растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, и где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода.
12. Способ по п.11, где полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, является одним из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля.
13. Способ по любому из пп.1-9, где растворитель включает дополнительно, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, независимо имеющие от 1 до 4 атомов углерода.
14. Способ по любому из пп.1-9, где растворитель включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола.
15. Способ по любому из пп.1-9, где кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну первую газопроницаемость перед приведением в соприкосновение формации с композицией и, по меньшей мере, одну вторую газопроницаемость после приведения в соприкосновение формации с композицией, и где вторая газопроницаемость, по меньшей мере, на 5% больше первой газопроницаемости.
16. Способ по п.15, где первой газопроницаемостью и второй газопроницаемостью является относительная проницаемость по газу.
17. Способ восстановления, по меньшей мере, с частичным водным барьером формации, несущей углеводород, обработанной первым модификатором смачиваемости, где первый модификатор смачиваемое включает неионный фторированный полимер, включающий:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
Figure 00000001
; и
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
Figure 00000002
;
Figure 00000003
; или
Figure 00000004
;
где Rf представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
R, R1 и R2 каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
EO представляет собой -CH2CH2O-;
каждый PO независимо представляет собой -CH(CH3)CH2O- или -CH2CH(CH3)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55;
способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение формацию, несущую углеводород, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации.
18. Способ по п.17, дополнительно включающий:
повторную обработку кластической формации, несущей углеводород, композицией, включающей растворитель и второй модификатор смачиваемости, где второй модификатор смачиваемости включает неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, включающее:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
Figure 00000001
; и
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
Figure 00000002
;
Figure 00000003
; или
Figure 00000005
;
где Rf представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
R, R1 и R2 каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
EO представляет собой -CH2CH2O-;
каждый PO независимо представляет собой -CH(CH3)CH2O- или -CH2CH(CH3)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55.
19. Способ по пп.17 или 18, дополнительно включающий получение информации характеристик из кластической формации, несущей углеводород, после приведения в соприкосновение кластической формации, несущей углеводород, с текучей средой, где информацию характеристик применяют для определения, нужно ли повторно обрабатывать кластическую формацию, несущую углеводород, вторым модификатором смачиваемости.
20. Способ по п.1, где кластическая формация, несущая углеводород, не является свободнотекучей, способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией в достаточном количестве для обуславливания формации стать свободнотекучей.
21. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, имеющая нереликтовую воду, включает скважину, которая остановлена, где перед остановкой скважина имеет первую скорость выработки и после остановки скважина имеет вторую скорость выработки, где вторая скорость выработки меньше первой скорости выработки, способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией в достаточном количестве для обеспечения скважины третьей скоростью выработки, где третья скорость выработки больше второй скорости выработки.
22. Способ по п.21, где третья скорость выработки составляет, по меньшей мере, 75% первой скорости выработки.
23. Способ по п.21 или 22, где третья скорость выработки составляет, по меньшей мере, 100% первой скорости выработки.
RU2009138314/03A 2007-03-23 2007-12-30 Композиции и способы обработки скважины с водным барьером RU2009138314A (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US89688007P 2007-03-23 2007-03-23
US60/896,880 2007-03-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2009138314A true RU2009138314A (ru) 2011-04-27

Family

ID=39788794

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009138314/03A RU2009138314A (ru) 2007-03-23 2007-12-30 Композиции и способы обработки скважины с водным барьером

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8138127B2 (ru)
EP (1) EP2140103A4 (ru)
CN (1) CN101835956B (ru)
MX (1) MX2009010142A (ru)
RU (1) RU2009138314A (ru)
WO (1) WO2008118241A1 (ru)

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10047280B2 (en) 2013-09-20 2018-08-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations
BRPI0719929A2 (pt) * 2006-12-07 2014-03-11 3M Innovative Properties Co Partículas que compreendem um siloxano fluorado e métodos de preparo e uso das mesmas
MX2009010091A (es) 2007-03-23 2010-02-17 Univ Texas Metodo para tratar una formacion de hidrocarburos.
EP2139933A4 (en) 2007-03-23 2012-01-11 Univ Texas METHOD FOR TREATING FORMATION WITH A SOLVENT
US8261825B2 (en) 2007-11-30 2012-09-11 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods for improving the productivity of oil producing wells
EP2231747A1 (en) * 2007-12-21 2010-09-29 3M Innovative Properties Company Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same
US20100270020A1 (en) * 2007-12-21 2010-10-28 Baran Jr Jimmie R Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated anionic surfactant compositions
WO2009085904A1 (en) * 2007-12-21 2009-07-09 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions
MX2010012161A (es) * 2008-05-05 2010-11-30 3M Innovative Porperties Company Metodos para tratar formaciones que producen hidrocarburos que tienen salmuera.
EP2307469A2 (en) * 2008-07-18 2011-04-13 3M Innovative Properties Company Cationic fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same
MX2011006673A (es) 2008-12-18 2011-07-20 3M Innovative Properties Co Metodo para poner en contacto formaciones que contienen hidrocarburos con posiciones de fosfatos y fosfonatos fluorados.
CN102317403A (zh) 2008-12-18 2012-01-11 3M创新有限公司 使含烃地层与氟化醚组合物接触的方法
BR112012000479A2 (pt) 2009-07-09 2016-02-16 3M Innovative Properties Co métodos para tratar formações contendo hidrocarboneto-carbonato com compostos anfotéricos fluorinados e formação contendo hidrocarboneto
US9624422B2 (en) 2010-12-20 2017-04-18 3M Innovative Properties Company Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides
MX355184B (es) 2010-12-21 2018-04-09 3M Innovative Properties Co Metodo para tratar formaciones que contienen hidrocarburos con amina fluorada.
EP2663608A4 (en) 2011-01-13 2014-07-09 3M Innovative Properties Co PROCESSES FOR TREATING SILICOCLASTIC PETROLEASE FORMATIONS USING FLUORINATED AMINE OXIDES
US20120267109A1 (en) * 2011-04-25 2012-10-25 University Of Tulsa Method of treating a fractured well
CN102899011B (zh) * 2012-11-16 2014-10-29 唐山冀油瑞丰化工有限公司 一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法
EP2920271A4 (en) 2012-11-19 2016-05-25 3M Innovative Properties Co METHOD FOR CONTACTING CARBONATED FORMATIONS WITH FLUORINATED IONIC POLYMERS
WO2014078825A1 (en) 2012-11-19 2014-05-22 3M Innovative Properties Company Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same
US9494025B2 (en) 2013-03-01 2016-11-15 Vincent Artus Control fracturing in unconventional reservoirs
EP3046989B1 (en) 2013-09-20 2019-08-28 Baker Hughes, a GE company, LLC Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations
WO2015042488A2 (en) 2013-09-20 2015-03-26 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent
RU2670802C9 (ru) 2013-09-20 2018-11-26 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Композитные материалы для применения при интенсификации добычи нефти и контроле поступления песка в скважину
CN105555907B (zh) 2013-09-20 2019-01-15 贝克休斯公司 使用表面改性处理剂处理地下地层的方法
US9701892B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Baker Hughes Incorporated Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well
RU2631460C1 (ru) * 2016-09-02 2017-09-22 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Способ обработки призабойной зоны пласта
CA3066236A1 (en) * 2017-07-20 2019-01-24 Saudi Arabian Oil Company Mitigation of condensate banking using surface modification
WO2020100113A1 (en) * 2018-11-16 2020-05-22 3M Innovative Properties Company Composition including solvent and fluorinated polymer and method of treating a hydrocarbon-bearing formation
US11718780B2 (en) 2021-12-15 2023-08-08 Saudi Arabian Oil Company Foamed scale removal and inhibition method for subterranean formation

Family Cites Families (87)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2732398A (en) 1953-01-29 1956-01-24 cafiicfzsojk
US2803615A (en) 1956-01-23 1957-08-20 Minnesota Mining & Mfg Fluorocarbon acrylate and methacrylate esters and polymers
US3311167A (en) * 1963-11-21 1967-03-28 Union Oil Co Secondary recovery technique
US3394758A (en) * 1966-07-28 1968-07-30 Exxon Production Research Co Method for drilling wells with a gas
US3554288A (en) 1968-09-24 1971-01-12 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3653442A (en) 1970-03-16 1972-04-04 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3787351A (en) 1972-02-28 1974-01-22 Minnesota Mining & Mfg Use of soluble fluoroaliphatic oligomers in resin composite articles
US3902557A (en) 1974-03-25 1975-09-02 Exxon Production Research Co Treatment of wells
US4018689A (en) 1974-11-27 1977-04-19 The Dow Chemical Company Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids
US4085799A (en) 1976-11-18 1978-04-25 Texaco Inc. Oil recovery process by in situ emulsification
US4460791A (en) 1978-09-22 1984-07-17 Ciba-Geigy Corporation Oil recovery by fluorochemical surfactant waterflooding
US4329236A (en) 1980-04-02 1982-05-11 The Standard Oil Company Technique for tertiary oil recovery
US4557837A (en) 1980-09-15 1985-12-10 Minnesota Mining And Manufacturing Company Simulation and cleanup of oil- and/or gas-producing wells
US4409110A (en) * 1981-01-06 1983-10-11 Halliburton Company Enhanced oil displacement processes and compositions
US4432882A (en) 1981-12-17 1984-02-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Hydrocarbon foams
US4440653A (en) 1982-03-08 1984-04-03 Halliburton Company Highly stable alcohol foams and methods of forming and using such foams
US4565639A (en) 1983-01-07 1986-01-21 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production by remedial well treatment
US5186257A (en) 1983-01-28 1993-02-16 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4609043A (en) 1984-10-22 1986-09-02 Mobil Oil Corporation Enhanced oil recovery using carbon dioxide
US4702849A (en) 1986-02-25 1987-10-27 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production from subterranean formations
US4997580A (en) 1986-07-31 1991-03-05 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4767545A (en) 1986-07-31 1988-08-30 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4993448A (en) 1987-05-15 1991-02-19 Ciba-Geigy Corporation Crude oil emulsions containing a compatible fluorochemical surfactant
US4823873A (en) 1987-12-07 1989-04-25 Ciba-Geigy Corporation Steam mediated fluorochemically enhanced oil recovery
US4921619A (en) 1988-04-12 1990-05-01 Ciba-Geigy Corporation Enhanced oil recovery through cyclic injection of fluorochemicals
DE3904092A1 (de) 1989-02-11 1990-08-16 Hoechst Ag Verfahren zur stimulierung von oel- und gas-sonden bei der gewinnung von oel und gas aus unterirdischen formationen und stimulierungsmittel hierfuer
US5219476A (en) 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
IT1229219B (it) 1989-03-31 1991-07-26 Eniricerche S P A Agip S P A Composizione acquosa gelificabile e suo uso nel recupero assistito del petrolio.
US4975468A (en) 1989-04-03 1990-12-04 Affinity Biotech, Inc. Fluorinated microemulsion as oxygen carrier
US4923009A (en) 1989-05-05 1990-05-08 Union Oil Company Of California Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein
US5042580A (en) 1990-07-11 1991-08-27 Mobil Oil Corporation Oil recovery process for use in fractured reservoirs
US5310882A (en) 1990-11-30 1994-05-10 American Cyanamid Company Somatotropins with alterations in the α-helix 3 region
US5358052A (en) 1990-12-20 1994-10-25 John L. Gidley & Associates, Inc. Conditioning of formation for sandstone acidizing
US5129457A (en) * 1991-03-11 1992-07-14 Marathon Oil Company Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
IT1245383B (it) 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
FR2679150A1 (fr) 1991-07-17 1993-01-22 Atta Preparations comprenant un fluorocarbure ou compose hautement fluore et un compose organique lipophile-fluorophile, et leurs utilisations.
US5181568A (en) 1991-09-26 1993-01-26 Halliburton Company Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations
US5247993A (en) 1992-06-16 1993-09-28 Union Oil Company Of California Enhanced imbibition oil recovery process
JP4006761B2 (ja) 1993-12-29 2007-11-14 ダイキン工業株式会社 水中フッ素系オイル型エマルションおよび表面処理剤組成物
US5415229A (en) 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
US5477924A (en) 1994-12-20 1995-12-26 Imodco, Inc. Offshore well gas disposal
US5733526A (en) 1995-12-14 1998-03-31 Alliance Pharmaceutical Corp. Hydrocarbon oil/fluorochemical preparations and methods of use
US5823262A (en) 1996-04-10 1998-10-20 Micro Motion, Inc. Coriolis pump-off controller
DE19653136A1 (de) 1996-12-19 1998-06-25 Wacker Chemie Gmbh Verfahren zur Stabilisierung des Gasflusses in wasserführenden Erdgaslagerstätten und Erdgasspeichern
DE19653140A1 (de) 1996-12-19 1998-06-25 Wacker Chemie Gmbh Verfahren zur Austrocknung von immobiles Formationswasser enthaltendem Gestein im Einzugsradius von Erdgas- und Gasspeicherbohrungen
US7855167B2 (en) 1998-02-02 2010-12-21 Odyssey Thera, Inc. In vivo screening of protein-protein interactions with protein-fragment complementation assays
US6162766A (en) 1998-05-29 2000-12-19 3M Innovative Properties Company Encapsulated breakers, compositions and methods of use
CA2255413A1 (en) 1998-12-11 2000-06-11 Fracmaster Ltd. Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing
US6127430A (en) 1998-12-16 2000-10-03 3M Innovative Properties Company Microemulsions containing water and hydrofluroethers
US6274060B1 (en) 1999-02-04 2001-08-14 Daikin Industries, Ltd. Water- and oil-repellent
EP1048711A1 (en) 1999-03-03 2000-11-02 Ethyl Petroleum Additives Limited Lubricant compositions exhibiting improved demulse performance
US6443230B1 (en) 1999-06-22 2002-09-03 Bj Services Company Organic hydrofluoric acid spearhead system
US6576597B2 (en) 1999-08-05 2003-06-10 Texas United Chemical Company, Llc. Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby
GB2371823B (en) 1999-09-24 2004-09-01 Akzo Nobel Nv A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation
AU1440901A (en) 1999-10-27 2001-05-08 3M Innovative Properties Company Fluorochemical sulfonamide surfactants
US6454003B1 (en) * 2000-06-14 2002-09-24 Ondeo Nalco Energy Services, L.P. Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
FR2811760B1 (fr) 2000-07-17 2002-09-13 Inst Francais Du Petrole Methode pour modeliser des deplacements de fluides dans un milieu poreux tenant compte d'effets d'hysteresis
US6660693B2 (en) 2001-08-08 2003-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods for dewatering shaly subterranean formations
US6579572B2 (en) 2001-08-13 2003-06-17 Intevep, S.A. Water-based system for altering wettability of porous media
US6689854B2 (en) 2001-08-23 2004-02-10 3M Innovative Properties Company Water and oil repellent masonry treatments
US6805198B2 (en) 2001-09-07 2004-10-19 Baker Hughes Incorporated Organic acid system for high temperature acidizing
US7256160B2 (en) 2001-11-13 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids for delayed flow back operations
US7114567B2 (en) 2003-01-28 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation Propped fracture with high effective surface area
US6945327B2 (en) 2003-02-11 2005-09-20 Ely & Associates, Inc. Method for reducing permeability restriction near wellbore
US20040167270A1 (en) 2003-02-25 2004-08-26 Dane Chang Fugitive pattern for casting
US7055602B2 (en) * 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
US6911417B2 (en) 2003-04-29 2005-06-28 Conocophillips Company Water block removal with surfactant based hydrocarbonaceous liquid system
WO2005028589A1 (en) 2003-09-12 2005-03-31 Nalco Energy Services, L.P. Method and composition for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
GB2406863A (en) 2003-10-09 2005-04-13 Schlumberger Holdings A well bore treatment fluid for selectively reducing water production
US7727710B2 (en) 2003-12-24 2010-06-01 3M Innovative Properties Company Materials, methods, and kits for reducing nonspecific binding of molecules to a surface
BRPI0418241A (pt) 2003-12-31 2007-04-17 3M Innovative Properties Co fluoroacrilato, isocianato fluorado, polìmero acrìlico fluorado, composição de revestimento, e, artigo
BRPI0509899A (pt) 2004-04-12 2007-10-09 Carbo Ceramics Inc revestimento e/ou tratamento de materiais de sustentação de fraturamento hidráulico para melhorar a umectabilidade, lubrificação do material de sustentação, e/ou para reduzir o dano por fluidos de fraturamento e fluidos de reservatório
ATE505447T1 (de) 2004-09-02 2011-04-15 3M Innovative Properties Co Verfahren zur behandlung von porösem stein, bei dem eine fluorchemische zusammensetzung verwendet wird
EA200702129A1 (ru) 2005-05-02 2008-04-28 Трайкэн Велл Сервис Лтд. Способ получения транспортабельных водных суспензий путем увеличения гидрофобности твердых частиц
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
US20070197401A1 (en) 2006-02-21 2007-08-23 Arco Manuel J Sandstone having a modified wettability and a method for modifying the surface energy of sandstone
US20070225176A1 (en) * 2006-03-27 2007-09-27 Pope Gary A Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US7772162B2 (en) 2006-03-27 2010-08-10 Board Of Regents, The University Of Texas System Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US20080051300A1 (en) 2006-08-23 2008-02-28 Pope Gary A Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells
US20080047706A1 (en) 2006-08-23 2008-02-28 Pope Gary A Method of obtaining a treatment composition for improving the productivity of hydrocarbon producing wells
CN100430455C (zh) * 2006-09-29 2008-11-05 山东大学 高温地层自生泡沫组合物及其在稠油开采中的应用
MX2009010091A (es) 2007-03-23 2010-02-17 Univ Texas Metodo para tratar una formacion de hidrocarburos.
EP2139933A4 (en) 2007-03-23 2012-01-11 Univ Texas METHOD FOR TREATING FORMATION WITH A SOLVENT
WO2008118244A1 (en) 2007-03-23 2008-10-02 Board Of Regents, The University Of Texas System Method for treating a fractured formation
EP2134803A4 (en) 2007-03-23 2011-08-03 Univ Texas METHOD AND SYSTEM FOR TREATING HYDROCARBON FROST INFORMATION
US20100224361A1 (en) 2007-03-23 2010-09-09 Board Of Regents, The University Of Texas System Compositions and Methods for Treating a Water Blocked Well
US8261825B2 (en) 2007-11-30 2012-09-11 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods for improving the productivity of oil producing wells

Also Published As

Publication number Publication date
EP2140103A1 (en) 2010-01-06
WO2008118241A1 (en) 2008-10-02
US8138127B2 (en) 2012-03-20
EP2140103A4 (en) 2011-08-03
CN101835956A (zh) 2010-09-15
CN101835956B (zh) 2015-07-01
MX2009010142A (es) 2010-03-22
US20100167964A1 (en) 2010-07-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009138314A (ru) Композиции и способы обработки скважины с водным барьером
RU2009138852A (ru) Способ обработки трещиноватой формации
RU2009136514A (ru) Способ обработки углеводородной формации
RU2009109759A (ru) Композиции и способы улучшения продуктивности скважин, вырабатывающих углеводород
RU2009138849A (ru) Композиции и способы обработки скважины с водным барьером
RU2009138310A (ru) Способ обработки формации растворителем
US8678090B2 (en) Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions
RU2009136515A (ru) Способ и система для обработки углеводородных формаций
RU2363718C2 (ru) Композиция и способ повышенной добычи нефти
JP2010501678A5 (ru)
CN103328603B (zh) 用于用氟化胺氧化物处理硅质碎屑含烃地层的方法
US8939206B2 (en) Process for mineral oil production using hydrophobically associating copolymers
CN105555908A (zh) 使用表面改性金属处理剂处理地下地层的方法
CN103865509A (zh) 用于提高凝析气藏采收率的长效混合氟碳表面活性剂处理剂及其应用
CN105555907A (zh) 使用表面改性处理剂处理地下地层的方法
WO2014149824A1 (en) Alkali polymer surfactant sandwich
WO2018146107A1 (en) Surfactant for enhanced oil recovery
JP2014051863A (ja) 炭化水素含有地層の処理方法、炭化水素の回収方法および炭化水素含有地層処理用組成物
AU2008206815B2 (en) Compositions for increasing gas production from a subterranean formation
CN115851281A (zh) 一种环烷酸酰胺聚醚酯磺酸盐超低界面张力表面活性剂及制备方法
CN112694884B (zh) 用于低渗透油藏强化采油的泡沫剂组合物及制备方法
CN117106424B (zh) 一种用于页岩油防塌减阻水基钻井液及其制备方法
CN114891040A (zh) 纳米乳液渗吸驱油剂、含钼双子表面活性剂及其制备方法
CN108728059B (zh) 钻井液组合物及其制备方法
EA009950B1 (ru) Способ добычи материалов

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20120213