RU2010138242A - METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND LAYER BY DEGRADABLE SUBSTANCE - Google Patents

METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND LAYER BY DEGRADABLE SUBSTANCE Download PDF

Info

Publication number
RU2010138242A
RU2010138242A RU2010138242/03A RU2010138242A RU2010138242A RU 2010138242 A RU2010138242 A RU 2010138242A RU 2010138242/03 A RU2010138242/03 A RU 2010138242/03A RU 2010138242 A RU2010138242 A RU 2010138242A RU 2010138242 A RU2010138242 A RU 2010138242A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrolyzable
group
metal
oxidizing agent
viscoelastic surfactant
Prior art date
Application number
RU2010138242/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2536912C2 (en
Inventor
Андрей Федоров (RU)
Андрей Федоров
Олеся Леванюк (RU)
Олеся Леванюк
Татьяна Зольникова (RU)
Татьяна Зольникова
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl)
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl), Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl)
Priority to RU2010138242/03A priority Critical patent/RU2536912C2/en
Publication of RU2010138242A publication Critical patent/RU2010138242A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2536912C2 publication Critical patent/RU2536912C2/en

Links

Landscapes

  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: ! - обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и ! - введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости. ! 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидролизуемый материал представляет собой гидролизуемое волокно. ! 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что гидролизуемое волокно и вязкоупругое поверхностно-активное вещество образуют нетвердые продукты при гидролизе. ! 4. Способ по п.2, отличающийся тем, что волокно выбирают из группы, включающей сложные полиэфиры, полиамиды и полилактиды. ! 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что окислитель и/или сильнощелочное вещество инкапсулировано(ы). ! 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что материал для регулирования величины рН имеет значение рН по меньшей мере примерно 11. ! 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что сильнощелочное вещество выбрано из группы, включающей гидроксид металла, оксидметалла, гидроксид кальция, карбонаты металла и бикарбонаты металла. ! 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что гидроксид металла представляет собой NaOH, Ca(OH)2, Mg(OH)2 или КОН. ! 9. Способ по п.7, отличающийся тем, что оксид металла представляет собой CaO, MgO или ZnO. ! 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что материал для регулирования величины рН включает по меньшей мере два сильнощелочных вещества. ! 11. Способ по п.10, отличающийся тем, � 1. A method of processing an underground formation crossed by a well, comprising:! - providing a treatment fluid containing a viscoelastic surfactant having at least one degradable bond, a hydrolyzable material and a material for adjusting the pH, wherein the material for adjusting the pH has a pH value equal to or greater than about 9 and contains highly alkaline substance and oxidizing agent; and! - introduction of a processing fluid into the subterranean formation. ! 2. The method according to claim 1, characterized in that the hydrolyzable material is a hydrolyzable fiber. ! 3. The method according to claim 2, characterized in that the hydrolyzable fiber and viscoelastic surfactant form non-solid products during hydrolysis. ! 4. The method according to claim 2, characterized in that the fiber is selected from the group comprising polyesters, polyamides and polylactides. ! 5. The method according to claim 1, characterized in that the oxidizing agent and / or strongly alkaline substance is encapsulated (s). ! 6. The method according to claim 1, characterized in that the material for regulating the pH has a pH value of at least about 11.! 7. The method according to claim 1, characterized in that the strongly alkaline substance is selected from the group comprising metal hydroxide, metal oxide, calcium hydroxide, metal carbonates and metal bicarbonates. ! 8. The method according to claim 7, characterized in that the metal hydroxide is NaOH, Ca (OH) 2, Mg (OH) 2 or KOH. ! 9. The method according to claim 7, characterized in that the metal oxide is CaO, MgO or ZnO. ! 10. The method according to claim 1, characterized in that the material for regulating the pH includes at least two strongly alkaline substances. ! 11. The method according to claim 10, characterized in that �

Claims (21)

1. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий:1. A method of processing an underground formation crossed by a well, comprising: - обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и- providing a treatment fluid containing a viscoelastic surfactant having at least one degradable bond, a hydrolyzable material and a material for adjusting the pH, wherein the material for adjusting the pH has a pH value equal to or greater than about 9 and contains highly alkaline substance and oxidizing agent; and - введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости.- introduction of a processing fluid into the subterranean formation. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидролизуемый материал представляет собой гидролизуемое волокно.2. The method according to claim 1, characterized in that the hydrolyzable material is a hydrolyzable fiber. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что гидролизуемое волокно и вязкоупругое поверхностно-активное вещество образуют нетвердые продукты при гидролизе.3. The method according to claim 2, characterized in that the hydrolyzable fiber and viscoelastic surfactant form non-solid products during hydrolysis. 4. Способ по п.2, отличающийся тем, что волокно выбирают из группы, включающей сложные полиэфиры, полиамиды и полилактиды.4. The method according to claim 2, characterized in that the fiber is selected from the group comprising polyesters, polyamides and polylactides. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что окислитель и/или сильнощелочное вещество инкапсулировано(ы).5. The method according to claim 1, characterized in that the oxidizing agent and / or strongly alkaline substance is encapsulated (s). 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что материал для регулирования величины рН имеет значение рН по меньшей мере примерно 11.6. The method according to claim 1, characterized in that the material for controlling the pH has a pH value of at least about 11. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что сильнощелочное вещество выбрано из группы, включающей гидроксид металла, оксидметалла, гидроксид кальция, карбонаты металла и бикарбонаты металла.7. The method according to claim 1, characterized in that the strongly alkaline substance is selected from the group comprising metal hydroxide, metal oxide, calcium hydroxide, metal carbonates and metal bicarbonates. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что гидроксид металла представляет собой NaOH, Ca(OH)2, Mg(OH)2 или КОН.8. The method according to claim 7, characterized in that the metal hydroxide is NaOH, Ca (OH) 2 , Mg (OH) 2 or KOH. 9. Способ по п.7, отличающийся тем, что оксид металла представляет собой CaO, MgO или ZnO.9. The method according to claim 7, characterized in that the metal oxide is CaO, MgO or ZnO. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что материал для регулирования величины рН включает по меньшей мере два сильнощелочных вещества.10. The method according to claim 1, characterized in that the material for regulating the pH includes at least two strongly alkaline substances. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что материал для регулирования величины рН включает гидроксид металла, оксид металла и окислитель.11. The method according to claim 10, characterized in that the material for controlling the pH includes a metal hydroxide, a metal oxide and an oxidizing agent. 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что окислитель представляет собой персульфат аммония или пероксид кальция.12. The method according to claim 1, characterized in that the oxidizing agent is ammonium persulfate or calcium peroxide. 13. Способ по п.1, отличающийся тем, что материал для регулирования величины рН также включает аминную добавку.13. The method according to claim 1, characterized in that the material for regulating the pH also includes an amine additive. 14. Способ по п.13, отличающийся тем, что аминная добавка выбрана из группы, включающей мочевину, диметилолмочевину, 1,1-диэтилмочевину, 1,1,3,3-тетраметилмочевину, 1,3-диэтилмочевину, гидроксимочевину, 1,3-диаллилмочевину, этилмочевину, 1,1-диметилмочевину, 4-диметиламинопиридин (DMAP) и 1,8-диазабицило[5.4.0]ундек-7-ена(DВU).14. The method according to item 13, wherein the amine additive is selected from the group consisting of urea, dimethylolurea, 1,1-diethylurea, 1,1,3,3-tetramethylurea, 1,3-diethylurea, hydroxyurea, 1,3 diallylurea, ethylurea, 1,1-dimethylurea, 4-dimethylaminopyridine (DMAP) and 1,8-diazabicylo [5.4.0] undec-7-ene (DBU). 15. Способ по п.13, отличающийся тем, что аминная добавка дополнительно содержит соль.15. The method according to item 13, wherein the amine additive further comprises a salt. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что соль представляет собой карбонат калия.16. The method according to clause 15, wherein the salt is potassium carbonate. 17. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит амидную связь.17. The method according to claim 1, characterized in that the viscoelastic surfactant contains an amide bond. 18. Способ по п.17, отличающийся тем, что вязкоупругое поверхностно-активное вещество имеет формулу:18. The method according to 17, characterized in that the viscoelastic surfactant has the formula:
Figure 00000001
Figure 00000001
 19. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость также включает расклинивающий наполнитель.19. The method according to claim 1, characterized in that the liquid also includes a proppant. 20. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость дополнительно включает добавку, выбранную из группы, включающей ингибиторы коррозии, регуляторы водоотделения, и их смеси.20. The method according to claim 1, characterized in that the liquid further includes an additive selected from the group comprising corrosion inhibitors, water separation regulators, and mixtures thereof. 21. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость дополнительно включает газообразный компонент для формирования пены или активизированной жидкости, при этом указанный газообразный компонент включает газ, выбранный из группы, включающей азот, воздух и диоксид углерода. 21. The method according to claim 1, characterized in that the liquid further comprises a gaseous component for forming a foam or an activated liquid, wherein said gaseous component includes a gas selected from the group consisting of nitrogen, air and carbon dioxide.
RU2010138242/03A 2009-09-16 2010-09-15 Subsurface formations processing by degradable substance RU2536912C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010138242/03A RU2536912C2 (en) 2009-09-16 2010-09-15 Subsurface formations processing by degradable substance

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009000477 2009-09-16
RUPCT/RU2009/000477 2009-09-16
RU2010138242/03A RU2536912C2 (en) 2009-09-16 2010-09-15 Subsurface formations processing by degradable substance

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010138242A true RU2010138242A (en) 2012-03-20
RU2536912C2 RU2536912C2 (en) 2014-12-27

Family

ID=46029883

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010138242/03A RU2536912C2 (en) 2009-09-16 2010-09-15 Subsurface formations processing by degradable substance

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2536912C2 (en)

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US7691789B2 (en) * 2006-03-31 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Self-cleaning well control fluid

Also Published As

Publication number Publication date
RU2536912C2 (en) 2014-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2011343385B2 (en) Ammonium salts of chelating agents and their use in oil and gas field applications
US20080039347A1 (en) Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods
US20200095497A1 (en) Methods, Systems, and Compositions for the Controlled Crosslinking of Well Servicing Fluids
CN102399550A (en) Liquid formula used for in-depth acidification of high temperature carbonate rock
AU2017202264B2 (en) Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids
US7960315B2 (en) Treatment fluids comprising diutan and associated methods
RU2435953C2 (en) Self-cleaning liquid for control of well
RU2009134795A (en) METHOD AND COMPOSITION FOR RIGGING UNDERGROUND LAYERS
RU2009115862A (en) PROCESSING VIBRATIONS THICKEN WITH A MODIFIED XANTHAN AND RELATED METHODS FOR COMPLETING AND EXCITING A WELL
CN101838527A (en) Corrosion inhibition foaming agent for increasing yield of oil and natural gas
CN107118754A (en) The scheme of the modifying agent of production oil displacement agent is produced using tea seed cake
US10947123B2 (en) Synthetic caustic composition
RU2010138242A (en) METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND LAYER BY DEGRADABLE SUBSTANCE
WO2004040333A3 (en) Ester-containing downhole drilling lubricating composition and processes therefor and therewith
CA2936619C (en) Process for acidizing
WO2019095037A1 (en) Novel synthetic caustic composition
CN103143256B (en) Recycle of CO2Deactivated absorbent and sequestered CO of capture system2Method (2)
CN101822940B (en) Device for gas recovery and desulfurization at deamination tower top
Azdarpour et al. Calcium carbonate production through direct mineral carbon dioxide sequestration
GB2481756A (en) Carbon dioxide sequestration using aqueous hydroxide solution of alkali and alkaline earth metals
WO2006123284A3 (en) Production of hydrotalcite
RU2018145770A (en) CLAY SHALE TREATMENT
Rahman et al. Biocalcification of Corals and their Response to Global Climate Change
Chitra et al. Influential parameters on the dissolution rate of limestone samples of tirunelveli district, Tamil Nadu, India
PL418368A1 (en) Method for reducing concentrations of gaseous acid anhydrides, preferably concentration of CO<sub>2</sub> in waste gases