RU2198906C2 - Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты) - Google Patents
Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2198906C2 RU2198906C2 RU2000100339/04A RU2000100339A RU2198906C2 RU 2198906 C2 RU2198906 C2 RU 2198906C2 RU 2000100339/04 A RU2000100339/04 A RU 2000100339/04A RU 2000100339 A RU2000100339 A RU 2000100339A RU 2198906 C2 RU2198906 C2 RU 2198906C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- liquid
- weight
- surfactant
- amount
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 124
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 50
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 46
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 43
- -1 alkyl betaine Chemical compound 0.000 claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 107
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 41
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 35
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 34
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 25
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 22
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 13
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 11
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 11
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 claims description 10
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical group [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 9
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 8
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 7
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 7
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 6
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 6
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 125000004181 carboxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[3-[[(z)-octadec-9-enoyl]amino]propyl]azaniumyl]acetate Chemical group CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 5
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 125000000325 methylidene group Chemical group [H]C([H])=* 0.000 claims description 5
- 125000001421 myristyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 5
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 5
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 5
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 claims description 4
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 125000005064 octadecenyl group Chemical group C(=CCCCCCCCCCCCCCCCC)* 0.000 claims description 4
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 claims description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims 4
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 4
- 235000019737 Animal fat Nutrition 0.000 claims 3
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 claims 3
- 238000005352 clarification Methods 0.000 claims 1
- PYKDHVPTPKFRPN-UHFFFAOYSA-L disodium;3-(2-carboxylatoethylamino)propanoate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)CCNCCC([O-])=O PYKDHVPTPKFRPN-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 22
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 4
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 2
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 abstract description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 3
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 abstract 2
- 125000003282 alkyl amino group Chemical group 0.000 abstract 1
- 125000004990 dihydroxyalkyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000003925 fat Substances 0.000 abstract 1
- 239000006259 organic additive Substances 0.000 abstract 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 17
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 10
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 8
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 6
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N n-methylmethanamine oxide Chemical compound C[NH+](C)[O-] ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N tetradecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCO HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 3
- WWYHAQDAMPXWSI-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol;methane Chemical compound C.CCCCCCCCCCCCO WWYHAQDAMPXWSI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- QEVGZEDELICMKH-UHFFFAOYSA-L 2-(carboxylatomethoxy)acetate Chemical compound [O-]C(=O)COCC([O-])=O QEVGZEDELICMKH-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229940096386 coconut alcohol Drugs 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 229960001860 salicylate Drugs 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 229940023144 sodium glycolate Drugs 0.000 description 2
- MWZFQMUXPSUDJQ-KVVVOXFISA-M sodium;[(z)-octadec-9-enyl] sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCOS([O-])(=O)=O MWZFQMUXPSUDJQ-KVVVOXFISA-M 0.000 description 2
- CVPADSYHPKIYAH-UHFFFAOYSA-M sodium;docosyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O CVPADSYHPKIYAH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JEJAMASKDTUEBZ-UHFFFAOYSA-N tris(1,1,3-tribromo-2,2-dimethylpropyl) phosphate Chemical compound BrCC(C)(C)C(Br)(Br)OP(=O)(OC(Br)(Br)C(C)(C)CBr)OC(Br)(Br)C(C)(C)CBr JEJAMASKDTUEBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 2
- USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 1,3-dihydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=C(O)C=C21 USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 1-hydroxy-2-naphthoic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=CC=C21 SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 2-chlorobenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1Cl IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UPHOPMSGKZNELG-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical class C1=CC=C2C(C(=O)O)=C(O)C=CC2=C1 UPHOPMSGKZNELG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-M 3,4-dichlorobenzoate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=C(Cl)C(Cl)=C1 VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 3-Hydroxy-2-naphthoate Chemical compound C1=CC=C2C=C(O)C(C(=O)O)=CC2=C1 ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1O NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 6-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=C(O)C=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC(O)=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical class C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M Aminoacetate Chemical compound NCC([O-])=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Chemical class 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 description 1
- 239000003905 agrochemical Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001767 cationic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Chemical class 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229910000420 cerium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 235000015872 dietary supplement Nutrition 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000816 ethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229940116364 hard fat Drugs 0.000 description 1
- 239000004009 herbicide Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910001411 inorganic cation Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000011785 micronutrient Substances 0.000 description 1
- 235000013369 micronutrients Nutrition 0.000 description 1
- 239000010811 mineral waste Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M naphthalene-1-sulfonate Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoceriooxy)cerium Chemical compound [Ce]=O.O=[Ce]=O BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000006353 oxyethylene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000575 pesticide Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-L phthalate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C([O-])=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000005648 plant growth regulator Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Chemical class 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M salicylate Chemical compound OC1=CC=CC=C1C([O-])=O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Chemical class 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- SZYJELPVAFJOGJ-UHFFFAOYSA-N trimethylamine hydrochloride Chemical compound Cl.CN(C)C SZYJELPVAFJOGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000009941 weaving Methods 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/60—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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A61—MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
- A61K—PREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
- A61K8/00—Cosmetics or similar toiletry preparations
- A61K8/02—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by special physical form
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A61—MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
- A61K—PREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
- A61K8/00—Cosmetics or similar toiletry preparations
- A61K8/18—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
- A61K8/30—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
- A61K8/33—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing oxygen
- A61K8/36—Carboxylic acids; Salts or anhydrides thereof
- A61K8/368—Carboxylic acids; Salts or anhydrides thereof with carboxyl groups directly bound to carbon atoms of aromatic rings
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A61—MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
- A61K—PREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
- A61K8/00—Cosmetics or similar toiletry preparations
- A61K8/18—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
- A61K8/30—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
- A61K8/40—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing nitrogen
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A61—MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
- A61K—PREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
- A61K8/00—Cosmetics or similar toiletry preparations
- A61K8/18—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
- A61K8/30—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
- A61K8/40—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing nitrogen
- A61K8/44—Aminocarboxylic acids or derivatives thereof, e.g. aminocarboxylic acids containing sulfur; Salts; Esters or N-acylated derivatives thereof
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A61—MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
- A61K—PREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
- A61K8/00—Cosmetics or similar toiletry preparations
- A61K8/18—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
- A61K8/30—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
- A61K8/46—Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing sulfur
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A61—MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
- A61Q—SPECIFIC USE OF COSMETICS OR SIMILAR TOILETRY PREPARATIONS
- A61Q19/00—Preparations for care of the skin
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
- B01F23/50—Mixing liquids with solids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
- C05F—ORGANIC FERTILISERS NOT COVERED BY SUBCLASSES C05B, C05C, e.g. FERTILISERS FROM WASTE OR REFUSE
- C05F11/00—Other organic fertilisers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
- C05G—MIXTURES OF FERTILISERS COVERED INDIVIDUALLY BY DIFFERENT SUBCLASSES OF CLASS C05; MIXTURES OF ONE OR MORE FERTILISERS WITH MATERIALS NOT HAVING A SPECIFIC FERTILISING ACTIVITY, e.g. PESTICIDES, SOIL-CONDITIONERS, WETTING AGENTS; FERTILISERS CHARACTERISED BY THEIR FORM
- C05G5/00—Fertilisers characterised by their form
- C05G5/20—Liquid fertilisers
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
- C09K23/18—Quaternary ammonium 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/02—Anionic compounds
- C11D1/04—Carboxylic acids or salts thereof
- C11D1/10—Amino carboxylic acids; Imino carboxylic acids; Fatty acid condensates thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/66—Non-ionic compounds
- C11D1/83—Mixtures of non-ionic with anionic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/88—Ampholytes; Electroneutral compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/88—Ampholytes; Electroneutral compounds
- C11D1/90—Betaines
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D17/00—Detergent materials or soaps characterised by their shape or physical properties
- C11D17/0008—Detergent materials or soaps characterised by their shape or physical properties aqueous liquid non soap compositions
- C11D17/003—Colloidal solutions, e.g. gels; Thixotropic solutions or pastes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/02—Inorganic compounds ; Elemental compounds
- C11D3/04—Water-soluble compounds
- C11D3/046—Salts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/16—Organic compounds
- C11D3/20—Organic compounds containing oxygen
- C11D3/2075—Carboxylic acids-salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/16—Organic compounds
- C11D3/34—Organic compounds containing sulfur
- C11D3/3418—Toluene -, xylene -, cumene -, benzene - or naphthalene sulfonates or sulfates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/02—Anionic compounds
- C11D1/04—Carboxylic acids or salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/02—Anionic compounds
- C11D1/12—Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof
- C11D1/14—Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof derived from aliphatic hydrocarbons or mono-alcohols
- C11D1/143—Sulfonic acid esters
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/02—Anionic compounds
- C11D1/12—Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof
- C11D1/14—Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof derived from aliphatic hydrocarbons or mono-alcohols
- C11D1/146—Sulfuric acid esters
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/66—Non-ionic compounds
- C11D1/75—Amino oxides
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
- Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Animal Behavior & Ethology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Veterinary Medicine (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Epidemiology (AREA)
- Birds (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Emergency Medicine (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Dermatology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Pest Control & Pesticides (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Sewage (AREA)
- Silver Salt Photography Or Processing Solution Therefor (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Medicines Containing Antibodies Or Antigens For Use As Internal Diagnostic Agents (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Fluid-Damping Devices (AREA)
Abstract
Изобретение относится к вязкой водной жидкости, обладающей упругими свойствами и используемой в качестве загустителя в гидравлических жидкостях на водной основе, например в гидравлических разрывных жидкостях в скважинах при добыче нефти. Поверхностно-активные вещества в составе вязкоупругой жидкости представляют собой цвиттерионные/амфотерные поверхностно-активные вещества, такие как дигидроксилалкилглицинаты, алкиламфоацетат или пропионат, алкилбетаин, алкиламидопропилбетаин и алкиламино моно- или дипропионаты, полученные из некоторых восков, жиров и масел. Загущающий агент используют в комбинации с неорганической водорастворимой солью или органической добавкой, такой как фталевая кислота, салициловая кислота или их соли. Цвиттерионное поверхностно-активное вещество составляет 77% и более от массы всех поверхностно-активных веществ и от 0,5 до 10% от массы всей жидкости. Технический результат: вязкоупругая жидкость с высокими техническими характеристиками вязкости в зависимости от интенсивности сдвигающего усилия. 4 с. и 95 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 табл.
Description
Область изобретения
Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям, которые содержат поверхностно-активное вещество, и к способам суспендирования частиц с использованием таких вязкоупругих жидкостей.
Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям, которые содержат поверхностно-активное вещество, и к способам суспендирования частиц с использованием таких вязкоупругих жидкостей.
Предпосылки создания изобретения
Известно загущение водной фазы суспензии твердых частиц или эмульгированных капель. Добавление загустителей увеличивает вязкость водной фазы и тем самым замедляет осаждение частиц или капель. Такое замедление используется для сохранения частиц или капель в суспензии при хранении, применении и/или транспортировке суспензии.
Известно загущение водной фазы суспензии твердых частиц или эмульгированных капель. Добавление загустителей увеличивает вязкость водной фазы и тем самым замедляет осаждение частиц или капель. Такое замедление используется для сохранения частиц или капель в суспензии при хранении, применении и/или транспортировке суспензии.
Для увеличения вязкости водной фазы суспензий использовали полимерные загустители, например крахмалы, загущение в случае которых происходит за счет переплетения полимерных цепей. Такие загустители могут разрушаться под действием механического сдвигающего усилия или химического расщепления (например, при окислении или гидролизе) полимерных цепей, что приводит к понижению вязкости и, таким образом, стабильности суспензии.
Было обнаружено, что катионные поверхностно-активные вещества образуют при определенных условиях стержнеобразные мицеллы. Присутствие стержнеобразных мицелл придает жидкости вязкоупругие свойства. Однако катионные поверхностно-активные вещества обладают высокой токсичностью и очень низкой биоразрушаемостью.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении разработана вязкоупругая жидкость, полезная в качестве загустителя для суспензий частиц. Вязкоупругая жидкость состоит из амфотерного/цвиттерионного поверхностно-активного вещества и органической кислоты/соли и/или неорганических солей.
В настоящем изобретении разработана вязкоупругая жидкость, полезная в качестве загустителя для суспензий частиц. Вязкоупругая жидкость состоит из амфотерного/цвиттерионного поверхностно-активного вещества и органической кислоты/соли и/или неорганических солей.
Таким образом, данное изобретение конкретно относится к вязкоупругой жидкости, состоящей из:
(1) водной среды;
(2) некоторого количества поверхностно-активного вещества, выбранного из группы, состоящей из амфотерных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей, эффективного для придания водной среде вязкоупругих свойств; и
(3) элемента, выбранного из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и сочетаний одной или нескольких органических кислот или солей органических кислот с одной или несколькими неорганическими солями.
(1) водной среды;
(2) некоторого количества поверхностно-активного вещества, выбранного из группы, состоящей из амфотерных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей, эффективного для придания водной среде вязкоупругих свойств; и
(3) элемента, выбранного из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и сочетаний одной или нескольких органических кислот или солей органических кислот с одной или несколькими неорганическими солями.
В другом воплощении настоящего изобретения данное изобретение относится к вязкоупругой жидкости, состоящей, по существу, из:
(1) водной среды;
(2) некоторого количества поверхностно-активного вещества, содержащего поверхностно-активный оксид амина; и
(3) анионного поверхностно-активного вещества, содержащего гидрофоб, имеющий по меньшей мере 14 атомов углерода.
(1) водной среды;
(2) некоторого количества поверхностно-активного вещества, содержащего поверхностно-активный оксид амина; и
(3) анионного поверхностно-активного вещества, содержащего гидрофоб, имеющий по меньшей мере 14 атомов углерода.
Термин "вязкоупругая" относится к таким вязким жидкостям, которые обладают упругими свойствами, т.е. жидкость, по крайней мере частично, возвращается к своей начальной форме, когда снимается прилагаемое усилие. Загущенные водные вязкоупругие жидкости используются в качестве гидравлических жидкостей на водной основе в смазочных маслах и гидравлических разрывных жидкостей для увеличения проницаемости при добыче нефти.
Настоящее изобретение также относится к способу распределения суспендированных твердых частиц, таких как побочные продукты выемки грунта, в жидкости, включающей вязкоупругую жидкость по данному изобретению, в которой между прочим твердые частицы остаются суспендированными в течение продолжительного периода времени посредством транспортирования жидкости к местоположению, в процессе которого твердые частицы остаются суспендированными в жидкости, и размещения жидкости в таком месте.
Данное изобретение также относится к способу разрыва пласта подземной формации, включающему нагнетание насосом вязкоупругой жидкости по изобретению через отверстие скважины в подземный пласт под давлением, достаточным для разрыва пласта.
Данное изобретение также относится к составу детергента, содержащему очищающее поверхностно-активное вещество в смеси с вязкоупругой жидкостью по данному изобретению.
Данное изобретение также относится к применению вязкоупругой жидкости в качестве средства регулирования сноса сельскохозяйственных составов. В таком отношении данное изобретение относится к водному составу сельскохозяйственного химического агента и некоторого количества вязкоупругой жидкости, достаточного для увеличения среднего размера капель при распылении указанного состава.
Краткое описание фигур.
На фиг.1 показана зависимость вязкости от интенсивности сдвигающего усилия для вязкоупругого раствора поверхностно-активного вещества, полученного путем добавления к воде 5% динатриевого иминодипропионата твердого жира (Mirataine T2C® и 2,25% фталевой кислоты.
На фиг.2 показаны динамический модуль G' (модуль хранения) и G'' (модуль потерь) при 25oС и 50oС для того же раствора, что и в случае фиг.1.
На фиг.3 показана зависимость вязкости от интенсивности сдвигающего усилия для вязкоупругого раствора поверхностно-активного вещества, полученного путем добавления к воде 5% динатриевого иминодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®, 4% NH4Cl и 1,75-2,0% фталевой кислоты.
На фиг.4 показана зависимость вязкости от интенсивности сдвигающего усилия для вязкоупругого раствора поверхностно-активного вещества, полученного путем добавления к воде 4 или 5% олеамидопропилбетаина динатрия (Mirataine BET-O®, 3% КС1 и 0,5% фталевой кислоты.
На фиг.5 показаны динамический модуль G' (модуль хранения) и G'' (модуль потерь) при 25oС и 50oС для того же раствора, что и в случае фиг.4.
Подробное описание изобретения
Свойство вязкоупругости вообще хорошо известно и можно сослаться на S. Gravsholt, Journal of Coll. And Interface Sci., 57(3), 575 (1976); Hoffman et al. , "Influence of Ionic Surfactants on the Viscoelastic Properties of Zwitterionic Surfactant Solutions" ("Влияние ионогенных поверхностно-активных веществ на вязкоупругие свойства растворов цвиттерионных поверхностно-активных веществ"), Langmuir, 8, 2140-2146 (1992); и Hoffman et al. The Rheoiogical Behavior of Different Viscoelastic Surfactant Solutions (Реологическое поведение различных вязкоупругих растворов поверхностно-активных веществ), Tenside Surf. Det., 31, 389-400, 1994. Среди указанных в этих ссылках методов испытаний для определения, обладает ли жидкость вязкоупругими свойствами, одно из испытаний, которое, как было установлено, является полезным для определения вязкоупругости водного раствора, состоит в придании вихревого движения раствору и визуального наблюдения, будут ли пузырьки, созданные при вихревом движении, иметь обратный ход после прекращения вихревого движения. Любой обратный ход пузырьков указывает на вязкоупругость. Другое полезное испытание заключается в измерении модуля хранения (G') и модуля потерь (G'') при данной температуре. Если G'>G'' в некоторой точке или на протяжении определенного диапазона точек ниже примерно 10 рад/с, обычно между примерно 0,001 и примерно 10 рад/с, более типично между примерно 0,1 и примерно 10 рад/с, при данной температуре, и если G'>10-2 Паскаль, предпочтительно 10-1 Паскаль, жидкость обычно рассматривается как вязкоупругая при данной температуре. Реологические измерения, такие как G' и G'', обсуждаются более подробно в "Rheological Measurements", Encyclopedia of Chemical Technology, vol.21, pp.347-372 (John Wiley & Sons, Inc., N.Y., N. Y., 1997, 4th ed.). В степени, необходимой для завершенности, вышеуказанные сообщения специально включены в настоящее описание в качестве ссылки.
Свойство вязкоупругости вообще хорошо известно и можно сослаться на S. Gravsholt, Journal of Coll. And Interface Sci., 57(3), 575 (1976); Hoffman et al. , "Influence of Ionic Surfactants on the Viscoelastic Properties of Zwitterionic Surfactant Solutions" ("Влияние ионогенных поверхностно-активных веществ на вязкоупругие свойства растворов цвиттерионных поверхностно-активных веществ"), Langmuir, 8, 2140-2146 (1992); и Hoffman et al. The Rheoiogical Behavior of Different Viscoelastic Surfactant Solutions (Реологическое поведение различных вязкоупругих растворов поверхностно-активных веществ), Tenside Surf. Det., 31, 389-400, 1994. Среди указанных в этих ссылках методов испытаний для определения, обладает ли жидкость вязкоупругими свойствами, одно из испытаний, которое, как было установлено, является полезным для определения вязкоупругости водного раствора, состоит в придании вихревого движения раствору и визуального наблюдения, будут ли пузырьки, созданные при вихревом движении, иметь обратный ход после прекращения вихревого движения. Любой обратный ход пузырьков указывает на вязкоупругость. Другое полезное испытание заключается в измерении модуля хранения (G') и модуля потерь (G'') при данной температуре. Если G'>G'' в некоторой точке или на протяжении определенного диапазона точек ниже примерно 10 рад/с, обычно между примерно 0,001 и примерно 10 рад/с, более типично между примерно 0,1 и примерно 10 рад/с, при данной температуре, и если G'>10-2 Паскаль, предпочтительно 10-1 Паскаль, жидкость обычно рассматривается как вязкоупругая при данной температуре. Реологические измерения, такие как G' и G'', обсуждаются более подробно в "Rheological Measurements", Encyclopedia of Chemical Technology, vol.21, pp.347-372 (John Wiley & Sons, Inc., N.Y., N. Y., 1997, 4th ed.). В степени, необходимой для завершенности, вышеуказанные сообщения специально включены в настоящее описание в качестве ссылки.
Вязкоупругость обусловлена другим типом мицеллообразования, нежели обычные сферические мицеллы, образуемые большинством поверхностно-активных веществ. Вязкоупругие поверхностно-активные жидкости образуют в растворе винтоподобные, стержнеподобные или цилиндрические мицеллы. Образование длинных цилиндрических мицелл создает полезные реологические свойства. Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества обладает свойством разжижаться при сдвигающем усилии и остается стабильным, несмотря на повторные применения высокого сдвигающего усилия. Для сравнения обычный полимерный загуститель будет необратимо разрушаться при действии высокого сдвигающего усилия.
В разделе "Краткое изложение сущности изобретения" и в данном подробном описании каждое цифровое значение следует первоначально понимать как модифицированное с помощью термина "примерно" (если оно уже не видоизменено специально таким образом), а затем понимать вновь, как не модифицированное таким образом, если в контексте не указано другое.
Вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть либо ионными, либо неионными. Настоящее изобретение включает водные вязкоупругие поверхностно-активные вещества на основе амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ. Амфотерное поверхностно-активное вещество представляет собой класс поверхностно-активных веществ, которые содержат как положительно заряженный фрагмент, так и отрицательно заряженный фрагмент в определенном диапазоне рН (обычно, например, в слабокислом), только отрицательно заряженный фрагмент в определенном диапазоне рН (обычно, например, в слабощелочном) и только положительно заряженный фрагмент в другом диапазоне рН (например, обычно в среднекислом), тогда как цвиттерионное поверхностно-активное вещество постоянно обладает положительно заряженным фрагментом в молекуле независимо от рН и отрицательно заряженным фрагментом при щелочном рН.
Вязкоупругая жидкость содержит воду, поверхностно-активное вещество и водорастворимое соединение, выбранное из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и их смесей. Альтернативно вязкоупругая жидкость может содержать воду, поверхностно-активный оксид амина и анионное поверхностно-активное вещество, содержащее гидрофоб, имеющий по меньшей мере 14 атомов углерода. Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества полезен в качестве жидкости разрыва пласта или гидравлической жидкости на водной основе. Вязкоупругая жидкость, используемая в качестве жидкости разрыва пласта, может необязательно содержать газ, такой как воздух, азот или диоксид углерода, для создания жидкости под напряжением или пены.
Компонент жидкости, который будет присутствовать в наибольшей концентрации, представляет собой воду, т.е. обычно вода будет составлять основное количество по весу вязкоупругой жидкости. Вода обычно присутствует в количестве, по весу большем или равном, чем примерно 50% по весу жидкости. Вода может быть из любого источника столь долго, пока источник не содержит загрязнений, которые несовместимы с другими компонентами вязкоупругой жидкости (например, вызывая нежелательное осаждение). Таким образом, воду не нужно кипятить, и она может быть жесткой или содержать другие вещества, обычные в водных источниках в или вблизи от нефтяных месторождений.
Поверхностно-активное вещество представляет собой цвиттерионное поверхностно-активное вещество, включающее гидрофильный фрагмент четвертичного аммония, ковалентносвязанный с алкильной или гидроксиалкильной группой.
Поверхностно-активное вещество включает карбоксилатный гидрофильный фрагмент-элемент, представляющий собой водорастворимое соединение, включает ароматический фрагмент, выбранный из группы, состоящей из сульфоновых ферментов, сульфонатных ферментов, карбоксильных фрагментов и карбоксилатных фрагментов. Ароматический фрагмент выбирают из группы, состоящей из салицилатных ионов и фталатных ионов, гидроксинафталинкарбоксилатных ионов и их смесей.
Примеры цвиттерионных поверхностно-активных веществ, пригодных в настоящем изобретении, представлены формулой
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной, где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода. Представительные длинноцепочечные алкильные группы включают тетрадецил (миристил), гексадецил (цетил), октадеценил (олеил), октадецил (стеарил), докозеноил (эруцил) и производные твердого жира, кокосового, соевого и рапсового масел. Предпочтительные алкильные и алкенильные группы представляют собой алкильные и алкенильные группы, имеющие от примерно 16 до примерно 22 атомов углерода. Представителем алкиламидоалкила является алкиламидопропил, в котором алкил является таким, как описано выше.
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной, где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода. Представительные длинноцепочечные алкильные группы включают тетрадецил (миристил), гексадецил (цетил), октадеценил (олеил), октадецил (стеарил), докозеноил (эруцил) и производные твердого жира, кокосового, соевого и рапсового масел. Предпочтительные алкильные и алкенильные группы представляют собой алкильные и алкенильные группы, имеющие от примерно 16 до примерно 22 атомов углерода. Представителем алкиламидоалкила является алкиламидопропил, в котором алкил является таким, как описано выше.
R2 и R3, независимо, представляют собой алифатическую цепь (т.е. в противопоставление ароматике у атома, связанного с четвертичным азотом, например, алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил и гидроксиалкилполиоксиалкилен, например, гидроксиэтилполиоксиэтилен или гидроксипропилполиоксипропилен), имеющую от 1 до примерно 30 атомов, предпочтительно примерно от 1 до примерно 20 атомов, более предпочтительно примерно от 1 до примерно 10 атомов и наиболее предпочтительно примерно от 1 до примерно 6 атомов, в которой алифатическая группа может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной. Предпочтительные алкильные цепи представляют собой метил, этил, предпочтительным арилалкилом является бензил, и предпочтительные гидроксиалкилы представляют собой гидроксиэтил или гидроксипропил, тогда как предпочтительные карбоксиалкилы представляют собой ацетат и пропионат.
R4 представляет углеводородный радикал (например, алкилен) с длиной цепи от 1 до 4. Предпочтительными являются метиленовая или этиленовая группы.
Конкретные примеры цвиттерионных поверхностно-активных веществ включают следующие структуры
где R1 был определен здесь ранее.
где R1 был определен здесь ранее.
Примеры амфотерных поверхностно-активных веществ включают таковые, представленные формулой VI:
где R1, R2 и R4 такие же, как определено ранее. Другие конкретные примеры амфотерных поверхностно-активных веществ включают следующие структуры:
где R1 был определен здесь ранее, и X+ представляет собой неорганический катион, такой как Na+, К+, NH4 +, ассоциированный с карбоксильной группой или атомом водорода в кислой среде.
где R1, R2 и R4 такие же, как определено ранее. Другие конкретные примеры амфотерных поверхностно-активных веществ включают следующие структуры:
где R1 был определен здесь ранее, и X+ представляет собой неорганический катион, такой как Na+, К+, NH4 +, ассоциированный с карбоксильной группой или атомом водорода в кислой среде.
Обычный химический способ синтеза дигидроксиэтоксилат глицината исходя из этоксилированного алкиламина см. на схеме 1 в конце описания.
Полученные продукты могут также включать в качестве побочных продуктов некоторое количество не вступившего в реакцию исходного дигидроксиэтилалкиламина и небольшие количества гликолята натрия, дигликолята и хлорида натрия. Подобный способ можно использовать для получения пропоксилированных аналогов.
Обычный химический способ синтеза алкилиминодипропионата из алкиламина, см. на схеме 2 в конце описания.
Полученные продукты также будут включать в качестве побочных продуктов небольшое количество метанола, непрореагировавшей акриловой кислоты, алкиламина и некоторое количество олигомерного акрилата или кислоты.
Обычный химический способ синтеза алкиламидопропилбетаина из алкиламина см. на схеме 3 в конце описания.
Полученные продукты также будут включать в качестве побочных продуктов небольшое количество гликолята натрия, дигликолята, хлорида натрия и глицерина.
Еще в другом воплощении изобретения цвиттерионное поверхностно-активное вещество выбирают из оксида амина. Это вещество имеет следующую структуру
где R1, R2 и R3 являются такими, как определено выше.
где R1, R2 и R3 являются такими, как определено выше.
Поверхностно-активные вещества используются в количестве, которое в сочетании с другими ингредиентами является достаточным для образования вязкоупругой жидкости, данное количество обычно будет малым количеством по весу жидкости (например, меньше, чем примерно 50% по весу). Концентрация поверхностно-активного вещества может колебаться от примерно 0,5 до примерно 10% по весу жидкости, более типично от примерно 0,5 до примерно 8%, и еще более типично от примерно 0,5 до примерно 6%. Оптимальные концентрации для любого конкретного набора параметров могут быть определены экспериментально.
Жидкость также содержит один или несколько элементов из группы органических кислот, солей органических кислот и неорганических солей. Специально предлагаются смеси вышеуказанных элементов как попадающие в объем изобретения. Этот элемент обычно будет присутствовать только в малом количестве (например, менее чем примерно 20% по весу жидкости).
Органическая кислота обычно представляет собой сульфоновую кислоту или карбоновую кислоту и анионные противоионы в солях органических кислот обычно являются сульфонатами или карбоксилатами. Представители таких органических молекул обычно включают различные ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как п-толуолсульфонат, нафталинсульфонат, хлорбензойная кислота, салициловая кислота, фталевая кислота и тому подобные, где такие противоионы являются водорастворимыми. Наиболее предпочтительными являются салицилат, фталат, п-толуолсульфонат, гидроксинафталинкарбоксилаты, например, 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7-гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, предпочтительно 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота и 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота и 3,4-дихлорбензоат. Органическая кислота или ее соль обычно помогают развитию увеличенной вязкости, которая является характеристикой предпочтительных жидкостей. Не желая связываться с какой-либо теорией, если специально не указано другое в контексте, предполагается, что ассоциация органической кислоты или ее соли с мицеллой уменьшает кривизну сцепления мицеллы и таким образом промотирует образование винтоподобных или стержнеподобных мицелл. Органическая кислота или ее соль обычно будут присутствовать в вязкоупругой жидкости в весовой концентрации от примерно 0,1 до примерно 10%, более типично от примерно 0,1 до примерно 7% и еще более типично от примерно 0,1 до примерно 6%.
Неорганические соли, которые являются особенно подходящими при применения в вязкоупругой жидкости, включают водорастворимые соли калия, натрия и аммония, такие как хлорид калия и хлорид аммония. Дополнительно также можно использовать соли - хлорид кальция, бромид кальция и галогениды цинка. Неорганические соли также могут способствовать развитию увеличенной вязкости, которая является характеристикой предпочтительных жидкостей. Кроме того, неорганическая соль может способствовать поддержанию стабильности геологической формации, к которой применяют данную жидкость. Стабильность формации и, в частности, стабильность глины (путем ингибирования гидратации глины) достигается при уровне концентрации в несколько процентов по весу, и как таковая плотность жидкости существенно не меняется вследствие присутствия неорганической соли, если плотность жидкости не становится важным соображением, в случае чего могут использоваться более тяжелые неорганические соли. Неорганическая соль обычно будет присутствовать в вязкоупругой жидкости в весовой концентрации от примерно 0,1 до примерно 30%, более типично от примерно 0,1 до примерно 10%, и еще более типично от примерно 0,1 до примерно 8%. Органические соли, например, гидрохлорид триметиламмония и хлорид тетраметиламмония, также могут использоваться в дополнение к неорганическим солям или в качестве их замены.
В качестве альтернативы органическим солям и неорганическим солям или в качестве их частичной замены можно использовать спирт со средней или длинной цепью (предпочтительно алканол), предпочтительно имеющий от пяти до десяти атомов углерода, или этоксилат спирта (предпочтительно этоксилат алканола), предпочтительно спирт с 12-16 атомами углерода и имеющий от 1 до 6, предпочтительно 1-4 оксиэтиленовых звена.
В воплощении изобретения, где выбранное поверхностно-активное вещество представляет собой оксид амина, предпочтительно использовать его в сочетании с анионным поверхностно-активным веществом, содержащим гидрофоб, имеющий по меньшей мере 14 атомов углерода. Примеры подходящих анионных поверхностно-активных веществ включают алкилсульфаты или сульфонаты, имеющие противоионы щелочного металла, или алкилкарбоксилаты, в которых алкил представляет группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, и более предпочтительно содержит между примерно 16 и примерно 22 атомами углерода.
В таком воплощении (оксид амина/анионное поверхностно-активное вещество) весовое соотношение оксида амина к анионному поверхностно-активному веществу составляет примерно от 100:1 до примерно 50:50.
В дополнение к водорастворимым солям и описанным здесь ранее загущающим агентам вязкоупругая жидкость, используемая в качестве гидравлической жидкости для разрыва пласта, может содержать другие обычные составляющие, которые выполняют конкретные желательные функции, например, ингибиторы коррозии, добавки для потери текучести и тому подобное. В жидкости для разрыва пласта может быть суспендирован расклинивающий наполнитель. Обычно рН жидкости будет колебаться от сильнокислого (например, меньше чем рН около 3) до слабощелочного (например, от рН только больше 7,0 до примерно 8,5, более типично до примерно 8,0) или среднещелочного (например, рН примерно от 8,5 до примерно 9,5). Сильнощелочные значения рН (например, рН выше примерно 10) должны быть исключены.
Также предлагается сочетать вышеуказанные амфотерные/цвиттерионные поверхностно-активные вещества с обычными анионными, неионными и катионными поверхностно-активными веществами для получения заданной вязкоупругой жидкости для специалиста. В обычных воплощениях амфотерное/цвиттерионное поверхностно-активное вещество обычно присутствует в основном количестве по весу от всех поверхностно-активных веществ, и более типично присутствие по существу только одного поверхностно-активного вещества. Обычно вязкоупругая жидкость по существу не будет содержать анионные поверхностно-активные вещества, например, она будет содержать меньше чем примерно 0,5%, более типично меньше чем примерно 0,2%, еще более типично меньше чем 0,1% по весу анионных поверхностно-активных веществ.
Для получения водных жидкостей согласно настоящему изобретению поверхностно-активное вещество добавляют к водному раствору, в котором были растворены водорастворимые неорганические соли, например, хлорид калия или хлорид аммония, и/или по меньшей мере одна органическая кислота или водорастворимая соль органической кислоты, для обеспечения селективного способа регулирования потери частицами свойства оставаться в суспензии. В том воплощении, где жидкость представляет собой смесь воды, поверхностно-активного оксида амина и анионного поверхностно-активного вещества, используется простая смесь трех компонентов. Можно использовать обычные способы смешивания, известные в технике, поскольку нагревание раствора и специальные условия перемешивания обычно не нужны. Конечно, при использовании в предельно холодных условиях, таких как имеющиеся на Аляске, следует использовать обычные способы нагревания. Было обнаружено, что в некоторых случаях предпочтительно растворять загуститель перед смешиванием его с водным раствором в низкомолекулярном спирте. Низкомолекулярный спирт, например изопропанол, действует как вспомогательное вещество для солюбилизации загустителя. Также могут использоваться другие подобные агенты. Кроме того, для предотвращения нежелательного пенообразования во время получения вязкоупругой жидкости, если пена нежелательна в условиях обработки, может использоваться противовспенивающая присадка, такая как полигликоль. Если требуются пена или возбужденная газом жидкость, можно добавлять любой газ, такой как воздух, азот, диоксид углерода и тому подобные.
Жидкость по данному изобретению особенно полезна при обращении с частицами, образующимися при выемке грунта геологической формации, например, при экскаваторной выемке, бурении, буровзрывных работах, драгировании (дноуглубительные работы), проходке горизонтальной выработки и тому подобных, например, во время строительства дорог, мостов, зданий, шахт, туннелей и тому подобного. Частицы смешивают с вязкоупругой жидкостью способами, эффективными для диспергирования частиц в жидкости. Частицы обычно имеют размер, колеблющийся от тонкого порошка до крупного гравия, например порошок, песок и гравий. Размер частиц влияет на суспендируемость отходов технологического процесса выемки грунта. Например, небольшие частицы суспендируются лучше, чем более крупные частицы, и очень мелкие частицы суспендируются так хорошо, что смесь может стать слишком густой для транспортировки с помощью насоса или аналогичными способами. Также важно распределение размеров отходов технологического процесса выемки грунта, так как отходы, которые содержат частицы, которые перекрывают широкий диапазон размеров, более легко суспендируются, чем отходы, в которых частицы имеют примерно одинаковый размер. Следовательно, может оказаться желательным для получения лучшего распределения размера частиц просеять частицы отходов перед применением настоящего способа для того, чтобы отсеять частицы, которые слишком велики для суспендирования.
Вязкоупругие жидкости по настоящему изобретению могут использоваться для транспортирования земли или материалов, вынутых при буровых работах, при технологических операциях выемки грунта и проходки тоннелей открытым способом для фундаментов глубокого заложения в строительной промышленности, в подземной строительной промышленности и при прокладке тоннелей, при бурении скважин и для других применений грунтонесущих жидкостей. Способность инструмента или систем выемки грунта к удерживанию и удалению увеличенной нагрузки земли улучшается за счет суспендирующих свойств и смазочных свойств поверхностно-активных вязкоупругих жидкостей.
В одном предпочтительном воплощении данного изобретения поверхностно-активное вещество можно комбинировать с некоторыми добавками регулирования потери текучести, известными в промышленности, такими как водорастворимые или вододиспергируемые полимеры (гуар и гуаровые производные, ксантан, полиакриламид, крахмал и производные крахмала, производные целлюлозы, полиакрилаты, полиДАДМАХ [поли(диалкилдиметиламмоний хлорид)], глин (бентонит и аттапульгит) для обеспечения способа управления свойствами проходческих жидкостей и способствования стабилизации стенки выработки.
Более исчерпывающая информация может быть найдена в The University of Houston, Department of Chemical Engineering, Publication No UHCE 93-1, озаглавленная: "Действие минеральных и полимерных суспензий на периметр перераспределения нагрузки в буровых шахтах", опубликованная в январе 1993, и НСТ WO 96/23849, сообщения которых включены в данное описание в качестве ссылки.
Вышеуказанный способ суспендирования твердых веществ имеет много применений, особенно при разработке месторождений и оперировании с отходами обогащения шахт. В этом отношении описание патента США 5439317 (Bishop et al.) включено в описание данной заявки в качестве ссылки. Одно из применений заключается в перемещении и размещении минеральных отходов горных разработок в подземных кавернах или ниже уровня каверны. Другое применение предназначено для обратной засыпки открытых шахтных стволов или открытых выработок без использования введения в действие дорогостоящего и интенсивно работающего оборудования. Кроме того, способ может использоваться для помещения глины или другой футеровки для фиксации или в прудах накопителях, которые используются для удержания жидкости и для предотвращения выхода такой жидкости в грунтовые воды и/или для создания футеровки на мусорных свалках с аналогичной целью. Другое применение данного способа заключается в гашении и/или сдерживании распространения пожаров на угольных шахтах путем введения количеств твердых веществ ниже уровня поверхности земли для того, чтобы закрыть пламя от источников кислорода. Еще одно применение способа заключается в размещении твердых веществ в предварительно разработанных пустотах для предотвращения просадки грунта.
В способе гидравлического разрыва пласта по данному изобретению используются в других отношениях общепринятые способы. В этом отношении в описание настоящей заявки включено в качестве ссылки описание патента США 5551516 (Notman et al.). Применение в нефтяной промышленности различных материалов описано в "Oil-field Applications", Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, vol.10, pp 328-366 (John Wiley & Sons, Inc., new York, New York, 1987) и приведенных там ссылках, данные которых включены в настоящее описание в качестве ссылки.
Гидравлический разрыв пласта представляет собой термин для обозначения различных способов, используемых для стимулирования добычи жидкостей, таких как нефть, природный газ и т.д., из подземных геологических формаций. При гидравлическом разрыве пласта жидкость вводят через отверстие скважины напротив верхней поверхности пласта под таким давлением и с такой скоростью потока, которые по меньшей мере достаточны, чтобы преодолеть давление вскрышных пород и инициировать и/или расширить разрыв(ы) пласта. Жидкость для разрыва пласта обычно несет расклинивающий наполнитель, такой как песок 20-40 меш, боксит, стеклянные шарики и т.д., суспендированный в жидкости для разрыва пласта и доставляемый в пласт. Расклинивающий наполнитель удерживает пласт от обратного схлопывания, когда прилагаемое давление снимается. Наполняющий пласты расклинивающий наполнитель создает проницаемые каналы, через которые жидкости пласта могут вытекать в скважину и затем отводиться. Вязкоупругие жидкости также широко используются при обработке гравийного фильтра.
В дополнение к обсуждавшимся выше применениям вязкоупругие жидкости также могут использоваться в качестве агента регулирования промышленной горизонтальной выработки или в качестве модификатора реологии составов личного ухода (например, чистящие средства, кондиционеры и т.д.) и домашних чистящих средств (например, моющие средства). В составах моющих средств вязкоупругие жидкости по данному изобретению будут дополнительно содержать чистящее поверхностно-активное вещество. Примеры чистящих поверхностно-активных веществ и других обычных ингредиентов моющих средств и/или средств личного ухода описаны в заявке на патент США, серийный номер 08/726437, поданной 4 октября 1996 года, описание которой включено в данную заявку в качестве ссылки.
Обычно чистящее поверхностно-активное вещество является анионным или неионным. Предпочтительные водорастворимые анионные органические поверхностно-активные вещества в данной заявке включают линейный алкилбензолсульфонаты, содержащие примерно от 10 до примерно 18 атомов углерода в алкильной группе; разветвленные алкилбензолсульфонаты, содержащие от примерно 10 до примерно 18 атомов углерода в алкильной группе; алкилсульфаты ряда твердого жира; алкилглицерилсульфонаты кокосового ряда; алкиловые простые эфирсульфаты (этоксилированные), где алкильный фрагмент содержит от примерно 12 до примерно 18 атомов углерода и где средняя степень этоксилирования колеблется между 1 и 12, особенно 3-9; сульфатированные продукты конденсации твердого жирного спирта с примерно 3-12, особенно 6-9 молями этиленоксида; и олефинсульфонаты, содержащие от примерно 14 до 16 атомов углерода.
Конкретные предпочтительные анионные вещества для использования в данной заявке включают: линейный C10-C14 алкилбензолсульфонаты (ЛАС); разветвленный C10-C14 алкилбензолсульфонаты (АБС); алкилсульфаты твердого жира, кокосовые алкилглицериновые эфирсульфонаты; сульфатированные продукты конденсации смешанных жирных спиртов с примерно 1 до примерно 14 молями этиленоксида; и смеси более высоких жирных кислот, содержащие от 10 до 18 атомов углерода.
Особенно предпочтительные неионные поверхностно-активные вещества для использования в жидких, порошкообразных и гелевых системах включают продукт конденсации С10 спирта с 3 молями этиленоксида; продукт конденсации жирного спирта с 9 молями этиленоксида; продукт конденсации кокосового спирта с 5 молями этиленоксида; продукт конденсации кокосового спирта с 6 молями этиленоксида; продукт конденсации C12 спирта с 5 молями этиленоксида; продукт конденсации C12-13 спирта с 6,5 молями этиленоксида, и тот же продукт конденсации, который обработан таким образом, чтобы удалить существенно все низшие этоксилаты и неэтоксилированные фракции; продукт конденсации C12-13 спирта с 2,3 моля этиленоксида и тот же продукт конденсации, который обработан таким образом, чтобы удалить существенно все низшие этоксилаты и неэтоксилированные фракции; продукт конденсации C12-13 спирта с 9 молями этиленоксида; продукт конденсации C14-15 спирта с 2,25 моля этиленоксида; продукт конденсации C14-15 спирта с 4 молями этиленоксида; продукт конденсации C14-15 спирта с 7 молями этиленоксида; и продукт конденсации C14-15 спирта с 9 молями этиленоксида.
Конкретные чистящие применения, для которых будет использоваться вязкоупругая жидкость, включают загуститель кислых чистящих средств для ванных комнат, таких, как описанные в патенте США 5639722 (Kong et al), и гелей для душа, таких как описанные в патенте США 5607678 (Moore et al.), описание которых включено в настоящее описание в качестве ссылки. Вязкоупругие жидкости также будут полезны при производстве строительных продуктов на основе штукатурки, штукатурки/извести, извести/цемента или цемента, таких как описанные в патентах США 5470383 (Schermann et al.), и пенистых жидкостей, таких как описанные в патенте США 5258137 (Bonekamp et al.), описания которых включены в данную заявку в качестве ссылки. В частности, жидкость будет использоваться для удержания воды в цементных суспензиях и цементных растворах, давая возможность лучшей подачи насосом, и рабочие способности с минимальным количеством свободной воды. Жидкости также будут полезны в качестве загустителей для кислотных (например, рН меньше чем примерно 5) водных суспензий минеральных карбонатов или оксидов, например, оксида железа, оксида церия, суспензий диоксида кремния, оксида титана, карбоната кальция и оксида циркония. В этом отношении описание патента США 4741781 (De Witte) включено в данную заявку в качестве ссылки.
Вязкоупругая жидкость по данному изобретению также будет полезна в составах для доставки в сельском хозяйстве твердых удобрений и пестицидов, таких как микропитательные вещества, биодобавки, инстициды, гербициды, фунгициды и регуляторы роста растений. Такие составы обычно представляют собой водные суспензии или растворы, содержащие главным образом воду и сельскохозяйственно эффективное количество используемого в сельском хозяйстве химиката. Вязкоупругую жидкость обычно объединяют с другими ингредиентами состава в количестве, которое эффективно снижает число капель, размером менее примерно 150 мкм, т.е. капель наиболее ответственных за проблемы сноса.
Следующие примеры представлены для иллюстрации получения и свойств водных вязкоупругих гидравлических жидкостей на основе поверхностно-активного вещества и не предназначены для ограничения объема изобретения, если в противном случае не указано специально в прилагаемой формуле изобретения. Все проценты, концентрации, соотношения, части и т.д. приведены по весу, если другое не оговорено или не связано с контекстом их применения.
Примеры
Пример 1
Вязкоупругие растворы поверхностно-активных веществ получают, добавляя к воде 5% хлорида аммония и от 3 до 5% дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine TM®). Системы перемешивали до тех пор, пока не растворились все поверхностно-активные вещества. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологию раствора измеряли с помощью Rheometric ARES при 25oС. Результаты представлены ниже в табл.1.
Пример 1
Вязкоупругие растворы поверхностно-активных веществ получают, добавляя к воде 5% хлорида аммония и от 3 до 5% дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine TM®). Системы перемешивали до тех пор, пока не растворились все поверхностно-активные вещества. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологию раствора измеряли с помощью Rheometric ARES при 25oС. Результаты представлены ниже в табл.1.
Пример 2
Способом, аналогичным способу примера 1, в раствор вводили 0,3% фталевой кислоты и 2-4% дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine TM®). Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили в соответствии со способом, описанным в примере 1, при 25oС. Результаты представлены в табл.2.
Способом, аналогичным способу примера 1, в раствор вводили 0,3% фталевой кислоты и 2-4% дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine TM®). Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили в соответствии со способом, описанным в примере 1, при 25oС. Результаты представлены в табл.2.
Пример 3
Реологические измерения также проводили при более высоких температурах с помощью реометра FANN. Результаты для 0,3%-ного раствора фталевой кислоты, содержащего 4% дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine TM®), приведены в табл.3.
Реологические измерения также проводили при более высоких температурах с помощью реометра FANN. Результаты для 0,3%-ного раствора фталевой кислоты, содержащего 4% дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine TM®), приведены в табл.3.
Пример 4
Вязкоупругие растворы поверхностно-активного вещества получают, добавляя к воде 5% динатриевого имидодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®) и 2,25% фталевой кислоты. Системы перемешивали и нагревали до 50oС до тех пор, пока вся фталевая кислота не растворилась. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили для вязкости, динамического модуля G' (модуль хранения) и G'' (модуль потерь) с помощью реометра Rheometric SR-200 при 25 и 50oС. Результаты показаны на фиг.1 и 2.
Вязкоупругие растворы поверхностно-активного вещества получают, добавляя к воде 5% динатриевого имидодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®) и 2,25% фталевой кислоты. Системы перемешивали и нагревали до 50oС до тех пор, пока вся фталевая кислота не растворилась. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили для вязкости, динамического модуля G' (модуль хранения) и G'' (модуль потерь) с помощью реометра Rheometric SR-200 при 25 и 50oС. Результаты показаны на фиг.1 и 2.
Пример 5
Способом, аналогичным способу примера 4, смешивали вместе 5% динатриевого имидодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®), 4% NH4Cl и 1,75-2,0% фталевой кислоты в воде. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили способом, описанным в примере 4, при 25oС. Результаты представлены на фиг.3.
Способом, аналогичным способу примера 4, смешивали вместе 5% динатриевого имидодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®), 4% NH4Cl и 1,75-2,0% фталевой кислоты в воде. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили способом, описанным в примере 4, при 25oС. Результаты представлены на фиг.3.
Пример 6
Вязкоупругие растворы поверхностно-активного вещества получают, добавляя к воде 4-5% олеамидопропилбетаина (Mirataine BET-O®), 3% КСl и 0,5% фталевой кислоты. Систему перемешивали до тех пор, пока вся фталевая кислота не растворится. Реологические измерения проводили для постоянной вязкости, динамического модуля G'/G'' с помощью реометра Rheometric ARES при 25oС. Результаты представлены на фиг.4 и 5.
Вязкоупругие растворы поверхностно-активного вещества получают, добавляя к воде 4-5% олеамидопропилбетаина (Mirataine BET-O®), 3% КСl и 0,5% фталевой кислоты. Систему перемешивали до тех пор, пока вся фталевая кислота не растворится. Реологические измерения проводили для постоянной вязкости, динамического модуля G'/G'' с помощью реометра Rheometric ARES при 25oС. Результаты представлены на фиг.4 и 5.
Пример 7
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 96,65 частей воды, 4 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 0,35 части олеилсульфата натрия. рН доводят до 8, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.4.
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 96,65 частей воды, 4 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 0,35 части олеилсульфата натрия. рН доводят до 8, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.4.
Пример 8
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 95,50 частей воды, 4 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 0,50 части олеилсульфата натрия. рН доводят до 8, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.4.
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 95,50 частей воды, 4 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 0,50 части олеилсульфата натрия. рН доводят до 8, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.4.
Пример 9
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 96,1 части воды, 3 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 0,9 части бегенилсульфата натрия. рН доводят до 9, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.5.
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 96,1 части воды, 3 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 0,9 части бегенилсульфата натрия. рН доводят до 9, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.5.
Пример 10
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 94,8 частей воды, 4 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 1,2 части бегенилсульфата натрия. рН доводят до 9, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.5.
Вязкоупругий раствор поверхностно-активного вещества получают, смешивая вместе 94,8 частей воды, 4 части оксида эурицинамидопропилендиметиламина и 1,2 части бегенилсульфата натрия. рН доводят до 9, добавляя NaOH. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 с-1). Результаты представлены в табл.5.
Claims (99)
1. Вязкоупругая жидкость, включающая (1) водную среду; (2) цвиттерионное поверхностно-активное вещество; и (3) элемент, представляющий собой водорастворимое соединение, выбранное из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и сочетаний одной или нескольких органических кислот или солей органических кислот с одной или несколькими неорганическими солями; где цвиттерионное поверхностно-активное вещество составляет 77% или более по весу от всех поверхностно-активных веществ, присутствующих в жидкости, при этом указанная жидкость проявляет вязкоупругие свойства.
2. Жидкость по п.1, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 10% по весу жидкости.
3. Жидкость по п.1, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 8% по весу жидкости.
4. Жидкость по п.1, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 6% по весу данной жидкости.
5. Жидкость по п.1, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество составляет 89% или более по весу всех поверхностно-активных веществ, присутствующих в жидкости.
6. Жидкость по п.1, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество составляет 92% или более по весу всех поверхностно-активных веществ, присутствующих в жидкости.
7. Жидкость по п.1, дополнительно включающая анионное поверхностно-активное вещество, при этом анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 1,2% или менее по весу жидкости.
8. Жидкость по п.7, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости.
9. Жидкость по п.7, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,5% или менее по весу жидкости.
10. Жидкость по п.1, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит гидрофильный фрагмент четвертичного аммония.
11. Жидкость по п.1, в которой поверхностно-активное вещество содержит карбоксилатный гидрофильный фрагмент.
12. Жидкость по п.1, в которой элемент представляет неорганическую соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 30% по весу.
13. Жидкость по п.1, в которой элемент представляет органическую кислоту или ее соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 10% по весу.
14. Жидкость по п. 1, в которой поверхностно-активное вещество представлено формулой (I)
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 и R3 представляют, независимо, алифатические цепи, имеющие примерно от 1 до примерно 30 атомов углерода;
R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи примерно от 1 до примерно 4.
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 и R3 представляют, независимо, алифатические цепи, имеющие примерно от 1 до примерно 30 атомов углерода;
R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи примерно от 1 до примерно 4.
15. Жидкость по п.14, в которой R1 выбирают из группы, состоящей из тетрадецила, гексадецила, октадеценила и октадецила.
16. Жидкость по п.15, в которой R1 представляет алкильную группу, являющуюся производной твердого животного жира, кокоса, соевых бобов или рапсового масла.
17. Жидкость по п.14, в которой алкильные и алкенильные группы R1 выбирают из алкильных групп и алкенильных групп, соответственно, имеющих от примерно 16 до примерно 22 атомов углерода.
18. Жидкость по п.14, в которой R2 и R3, независимо, представляют алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил или гидроксиалкилполиоксиалкилен, каждый содержащий от примерно 1 до примерно 10 атомов углерода.
19. Жидкость по п.14, в которой R2 и R3, независимо, представляют метил, этил, бензил, гидроксиэтил, гидроксипропил, карбоксиметил или карбоксиэтил.
20. Жидкость по п.14, в которой R4 представляет метилен или этилен.
21. Жидкость по п.14, в которой R2 и R3 каждый представляет бета-гидроксиэтил.
22. Жидкость по п.21, в которой R1 представляет RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
23. Жидкость по п.14, в которой R2 и R3 каждый представляет метил.
24. Жидкость по п.23, в которой R1 представляет RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
25. Жидкость по п. 14, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из дигидроксиэтилглицинатов и алкиламидопропилбетаинов.
26. Жидкость по п.25, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество представляет олеамидопропилбетаин.
27. Жидкость по п.14, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от примерно 0,5% до примерно 6% по весу жидкости.
28. Жидкость по п.27, дополнительно включающая анионное поверхностно-активное вещество, при этом анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 1,2% или менее по весу жидкости.
29. Жидкость по п.28, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости, цвиттерионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 89% или более по весу жидкости.
30. Жидкость по п.25, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от примерно 0,5% до примерно 6% по весу жидкости, жидкость дополнительно включает анионное поверхностно-активное вещество, анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 1,2% или менее по весу жидкости.
31. Вязкоупругая жидкость, включающая (1) водную среду; (2) цвиттерионное поверхностно-активное вещество; и (3) элемент, представляющий собой водорастворимое соединение, выбранное из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и сочетаний одной или нескольких органических кислот или солей органических кислот с одной или несколькими неорганическими солями; (4) анионное поверхностно-активное вещество, где соотношение цвиттерионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу составляет от 31/3 к 1 или более; при этом указанная жидкость проявляет вязкоупругие свойства.
32. Жидкость по п.31, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 10% по весу жидкости.
33. Жидкость по п.31, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 8% по весу жидкости.
34. Жидкость по п.31, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 6% по весу жидкости.
35. Жидкость по п.31, в которой соотношение цвиттерионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу составляет больше, чем 5 к 1.
36. Жидкость по п.31, в которой соотношение цвиттерионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу составляет 8 к 1 или более.
37. Жидкость по п.31, в которой соотношение цвиттерионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу составляет 12 к 1 или более.
38. Жидкость по п.31, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит гидрофильный фрагмент четвертичного аммония.
39. Жидкость по п.31, в которой поверхностно-активное вещество содержит карбоксилатный гидрофильный фрагмент.
40. Жидкость по п.31, в которой элемент представляет неорганическую соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 30% по весу.
41. Жидкость по п.31, в которой элемент представляет органическую кислоту или ее соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 10% по весу.
42. Жидкость по п.31, в которой поверхностно-активное вещество представлено формулой (I)
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 и R3 представляют, независимо, алифатические цепи, имеющие примерно от 1 до примерно 30 атомов углерода;
R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи от примерно 1 до примерно 4.
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 и R3 представляют, независимо, алифатические цепи, имеющие примерно от 1 до примерно 30 атомов углерода;
R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи от примерно 1 до примерно 4.
43. Жидкость по п.42, в которой R1 выбирают из группы, состоящей из тетрадецила, гексадецила, октадеценила и октадецила.
44. Жидкость по п.42, в которой R1 представляет алкильную группу, являющуюся производной твердого животного жира, кокоса, соевых бобов или рапсового масла.
45. Жидкость по п.42, в которой алкильные и алкенильные группы R1 выбирают из алкильных групп и алкенильных групп, соответственно, имеющих от примерно 16 до примерно 22 атомов углерода.
46. Жидкость по п.42, в которой R2 и R3, независимо, представляют алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил или гидроксиалкилполиоксиалкилен, каждый содержащий от примерно 1 до примерно 10 атомов углерода.
47. Жидкость по п.42, в которой R2 и R3, независимо, представляют метил, этил, бензил, гидроксиэтил, гидроксипропил, карбоксиметил или карбоксиэтил.
48. Жидкость по п.42, в которой R4 представляет метилен или этилен.
49. Жидкость по п.42, в которой R2 и R3, каждый представляет бета-гидроксиэтил.
50. Жидкость по п.49, в которой R1 представляет RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной, и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
51. Жидкость по п.42, в которой R2 и R3 каждый представляет метил.
52. Жидкость по п.51, в которой R1 представляет RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
53. Жидкость по п. 42, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из дигидроксиэтилглицинатов и алкиламидопропилбетаинов.
54. Жидкость по п. 53, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество представляет олеамидопропилбетаин.
55. Жидкость по п. 42, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от примерно 0,5% до примерно 6,0% по весу жидкости.
56. Жидкость по п.55, в которой соотношение цвиттерионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу превышает 5 к 1.
57. Жидкость по п.56, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 1,2% или менее по весу жидкости.
58. Жидкость по п.57, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости.
59. Жидкость по п.53, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от примерно 0,5% до примерно 6,0% по весу жидкости.
60. Жидкость по п.59, в которой соотношение цвиттерионного поверхностно-активного вещества к анионному поверхностно-активному веществу превышает 5 к 1.
61. Жидкость по п.60, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 1,2% или менее по весу жидкости.
62. Жидкость по п.61, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости.
63. Вязкоупругая жидкость, включающая (1) водную среду; (2) цвиттерионное поверхностно-активное вещество; и (3) элемент, представляющий собой водорастворимое соединение, выбранное из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и сочетаний одной или нескольких органических кислот или солей органических кислот с одной или несколькими неорганическими солями; (4) анионное поверхностно-активное вещество, где анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 1,2% или менее по весу жидкости, при этом указанная жидкость проявляет вязкоупругие свойства.
64. Жидкость по п.63, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 10% по весу жидкости.
65. Жидкость по п.63, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 8% по весу жидкости.
66. Жидкость по п.63, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 6% по весу жидкости.
67. Жидкость по п.63, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости.
68. Жидкость по п.63, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,5% или менее по весу жидкости.
69. Жидкость по п.63, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит гидрофильный фрагмент четвертичного аммония.
70. Жидкость по п.63, в которой поверхностно-активное вещество содержит карбоксилатный гидрофильный фрагмент.
71. Жидкость по п.63, в которой элемент представляет неорганическую соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 30% по весу.
72. Жидкость по п.63, в которой элемент представляет органическую кислоту или ее соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 10% по весу.
73. Жидкость по п.63, в которой поверхностно-активное вещество представлено формулой (I)
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 и R3 представляют, независимо, алифатические цепи, имеющие примерно от 1 до примерно 30 атомов углерода, и R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи от примерно 1 до примерно 4.
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 и R3 представляют, независимо, алифатические цепи, имеющие примерно от 1 до примерно 30 атомов углерода, и R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи от примерно 1 до примерно 4.
74. Жидкость по п.73, в которой R1 выбирают из группы, состоящей из тетрадецила, гексадецила, октадеценила и октадецила.
75. Жидкость по п.73, в которой R1 представляет алкильную группу, являющуюся производной твердого животного жира, кокоса, соевых бобов или рапсового масла.
76. Жидкость по п.73, в которой алкильные и алкенильные группы R1 выбирают из алкильных групп и алкенильных групп, соответственно, имеющих от примерно 16 до примерно 22 атомов углерода.
77. Жидкость по п.73, в которой R2 и R3 независимо, представляют алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил или гидроксиалкилполиоксиалкилен, каждый содержащий от примерно 1 до примерно 10 атомов углерода.
78. Жидкость по п.73, в которой R2 и R3, независимо, представляют метил, этил, бензил, гидроксиэтил, гидроксипропил, карбоксиметил или карбоксиэтил.
79. Жидкость по п.73, в которой R4 представляет метилен или этилен.
80. Жидкость по п.73, в которой R2 и R3 каждый представляет бета-гидроксиэтил.
81. Жидкость по п.80, в которой R1 представляет RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
82. Жидкость по п.81, в которой R2 и R3 каждый представляет метил.
83. Жидкость по п.82, в которой R1 представляет RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной, и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
84. Жидкость по п. 63, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из дигидроксиэтилглицинатов и алкиламидопропилбетаинов.
85. Жидкость по п.84, в которой цвиттерионное поверхностно-активное вещество представляет олеамидопропилбетаин.
86. Жидкость по п.73, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 6% по весу жидкости.
87. Жидкость по п.73, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости.
88. Жидкость по п.84, в которой количество цвиттерионного поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 6% по весу жидкости.
89. Жидкость по п.85, в которой анионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,9% или менее по весу жидкости.
90. Вязкоупругая жидкость, включающая (1) водную среду; (2) амфотерное поверхностно-активное вещество; и (3) элемент, представляющий собой водорастворимое соединение, выбранное из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и сочетаний одной или нескольких органических кислот или солей органических кислот с одной или несколькими неорганическими солями; при этом указанная жидкость проявляет вязкоупругие свойства.
91. Жидкость по п.90, в которой количество поверхностно-активного вещества составляет от примерно 0,5% до примерно 10% по весу жидкости.
92. Жидкость по п.90, в которой элемент представляет неорганическую соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 30% по весу.
93. Жидкость по п.90, в которой элемент представляет органическую кислоту или ее соль и присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 10% по весу.
94. Жидкость по п.90, в которой поверхностно-активное вещество представлено формулой (VI)
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 выбирают из группы, включающей алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил и гидроксиалкилполиоксиалкилен, каждый из которых содержит от примерно 1 до примерно 10 атомов углерода;
R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи примерно от 1 до примерно 4.
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где алкиленовые группы содержат примерно от 1 до примерно 6 атомов углерода;
R2 выбирают из группы, включающей алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил и гидроксиалкилполиоксиалкилен, каждый из которых содержит от примерно 1 до примерно 10 атомов углерода;
R4 представляет углеводородный радикал с длиной цепи примерно от 1 до примерно 4.
95. Вязкоупругая жидкость по п.90, в которой R1 представляет алкил, имеющий примерно от 16 до примерно 22 атомов углерода, или RCONHCH2CH2CH2, где R представляет алкильную группу, содержащую примерно от 16 до примерно 22 атомов углерода, в которой R2 и R3 представляют, независимо, метил, этил, бензил, гидроксиэтил, гидроксипропил, карбоксиметил или карбоксиэтил, и в которой R4 представляет метилен или этилен.
96. Жидкость по п.90, в которой поверхностно-активное вещество выбирают из амфотерных дипропионатов, производных имидазолина.
97. Жидкость по п.90, в которой поверхностно-активное вещество представляет динатриевый иминодипропионат твердого жира.
98. Жидкость по п.90, в которой водная среда представляет собой воду, при этом жидкость содержит более чем или равное примерно 50% количество воды по весу.
99. Жидкость по п.94, в которой водная среда представляет собой воду, при этом жидкость содержит более чем или равное примерно 50% количество воды по весу.
Приоритет по пунктам и признакам:
10.06.1997 по пп.1-99;
05.08.1997 по пп.2-99 - уточнение признаков.
10.06.1997 по пп.1-99;
05.08.1997 по пп.2-99 - уточнение признаков.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US4904597P | 1997-06-10 | 1997-06-10 | |
| US60/049,045 | 1997-06-10 | ||
| US5445597P | 1997-08-05 | 1997-08-05 | |
| US60/054,455 | 1997-08-05 |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002109743/03A Division RU2217585C1 (ru) | 1997-06-10 | 1998-06-09 | Способ разрыва пласта подземной формации |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000100339A RU2000100339A (ru) | 2001-11-20 |
| RU2198906C2 true RU2198906C2 (ru) | 2003-02-20 |
Family
ID=26726820
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002109743/03A RU2217585C1 (ru) | 1997-06-10 | 1998-06-09 | Способ разрыва пласта подземной формации |
| RU2000100339/04A RU2198906C2 (ru) | 1997-06-10 | 1998-06-09 | Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты) |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002109743/03A RU2217585C1 (ru) | 1997-06-10 | 1998-06-09 | Способ разрыва пласта подземной формации |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (10) | US6258859B1 (ru) |
| EP (1) | EP0993334B2 (ru) |
| CN (3) | CN1239670C (ru) |
| AT (2) | ATE316194T1 (ru) |
| AU (1) | AU753011B2 (ru) |
| BR (2) | BR9810023B1 (ru) |
| CA (1) | CA2297185C (ru) |
| DE (2) | DE69817182T3 (ru) |
| DK (1) | DK0993334T4 (ru) |
| ID (1) | ID27732A (ru) |
| NO (3) | NO339836B1 (ru) |
| RU (2) | RU2217585C1 (ru) |
| WO (1) | WO1998056497A1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA014364B1 (ru) * | 2004-06-02 | 2010-10-29 | Родиа Инк. | Вязкоупругая жидкость (варианты) и способы гидравлического разрыва пласта с ее использованием |
| WO2012064210A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
| RU2452851C2 (ru) * | 2005-11-16 | 2012-06-10 | Родиа Инк. | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения |
| RU2453576C2 (ru) * | 2005-12-07 | 2012-06-20 | Акцо Нобель Н.В. | Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов |
| RU2495073C2 (ru) * | 2007-12-28 | 2013-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости |
| RU2591001C1 (ru) * | 2015-05-26 | 2016-07-10 | Акционерное общество "Полиэкс" (АО "Полиэкс") | Композиция для приготовления вязкоупругой технологической жидкости для гидроразрыва пласта и вязкоупругая технологическая жидкость для гидроразрыва пласта |
| RU2746499C1 (ru) * | 2020-02-07 | 2021-04-14 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа |
Families Citing this family (436)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6239183B1 (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-29 | Akzo Nobel Nv | Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor |
| US7060661B2 (en) * | 1997-12-19 | 2006-06-13 | Akzo Nobel N.V. | Acid thickeners and uses thereof |
| CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
| CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US7608640B2 (en) | 1999-03-02 | 2009-10-27 | Jallal Messadek | Glycine betaine and its use |
| US6432885B1 (en) | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| US6509301B1 (en) | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| US7220709B1 (en) | 1999-08-26 | 2007-05-22 | Bj Services Company | Process of diverting stimulation fluids |
| WO2001018147A1 (en) * | 1999-09-07 | 2001-03-15 | Crompton Corporation | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| US7358215B1 (en) | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US6875728B2 (en) * | 1999-12-29 | 2005-04-05 | Bj Services Company Canada | Method for fracturing subterranean formations |
| US6767869B2 (en) | 2000-02-29 | 2004-07-27 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| ATE527434T1 (de) * | 2000-04-05 | 2011-10-15 | Schlumberger Ca Ltd | Viskositätsverringerung von auf viskoelastischem öberflächenaktiven mittel basierten flüssigkeiten |
| GB2365464B (en) | 2000-08-07 | 2002-09-18 | Sofitech Nv | Scale dissolver fluid |
| WO2002011874A1 (en) * | 2000-08-07 | 2002-02-14 | Sofitech N.V. | Viscoelastic wellbore treatment fluid |
| CA2315544A1 (en) * | 2000-08-08 | 2002-02-08 | Alan K. Olson | Fracturing method using aqueous or acid based fluids |
| US6635613B1 (en) * | 2000-09-19 | 2003-10-21 | Trojan Technologies, Inc. | Urea phosphate cleaning formulation and method of cleaning a surface |
| US6762154B2 (en) * | 2000-09-21 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
| GB2408506B (en) * | 2003-11-29 | 2007-06-13 | Schlumberger Holdings | Anionic viscoelastic surfactant |
| US8785355B2 (en) | 2001-02-13 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic compositions |
| GB2372058B (en) | 2001-02-13 | 2004-01-28 | Schlumberger Holdings | Viscoelastic compositions |
| GB2372518B (en) | 2001-02-21 | 2003-04-16 | Schlumberger Holdings | Powder composition |
| US6605570B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US6908888B2 (en) | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US7084095B2 (en) | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| CA2443977A1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-10-24 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| US7326670B2 (en) * | 2001-04-10 | 2008-02-05 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| FI112799B (fi) * | 2001-05-09 | 2004-01-15 | Fortum Oyj | Trimetyyliglysiiniä käsittävän vesiliuoksen käyttö hydrauliikkanesteenä |
| EP1266875A3 (en) | 2001-06-15 | 2009-10-21 | Kao Corporation | Slurry rheology modifier |
| US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| US20030073606A1 (en) * | 2001-10-17 | 2003-04-17 | Diversey Lever, Inc. | Cleaning composition and method for using the same |
| US7148185B2 (en) * | 2001-12-03 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentration and methods of using same |
| RU2307144C2 (ru) | 2001-12-03 | 2007-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения |
| US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| EP1728843B1 (en) | 2001-12-12 | 2009-04-08 | Clearwater International, L.L.C | Friction reducing composition and method |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US20030114315A1 (en) * | 2001-12-12 | 2003-06-19 | Clearwater, Inc. | Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery |
| US6929070B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| JP2005515215A (ja) | 2001-12-21 | 2005-05-26 | ローディア インコーポレイティド | 成分を懸濁させるための安定な界面活性剤組成物 |
| US7119050B2 (en) * | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| GB2383355A (en) * | 2001-12-22 | 2003-06-25 | Schlumberger Holdings | An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant |
| BE1015608A6 (fr) | 2003-07-15 | 2005-06-07 | Messadek Jallal | Traitement des arterites. |
| US6729408B2 (en) * | 2002-04-05 | 2004-05-04 | Schlumberger Technology Corp. | Fracturing fluid and method of use |
| WO2003097995A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Sofitech N.V. | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentration and methods of using same |
| WO2003097996A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Sofitech N.V. | Hydraulic fracturing method |
| EP1520086A1 (en) * | 2002-07-09 | 2005-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-diverting pre-flush acid for sandstone |
| US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
| US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
| US6903054B2 (en) * | 2002-08-30 | 2005-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir treatment fluids |
| US7053127B1 (en) | 2002-09-16 | 2006-05-30 | Nalco Company | Quaternized amido cyclic amine surfactant |
| DE60238283D1 (de) * | 2002-11-25 | 2010-12-23 | Jallal Messadek | Betain und Salicylsäure Zusammensetzungen |
| US7345012B2 (en) * | 2004-12-15 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Foamed viscoelastic surfactants |
| US7402549B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7387987B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology modifiers |
| US7378378B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology enhancers |
| US7387986B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7320952B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for viscoelastic fluid |
| US6964940B1 (en) | 2003-01-08 | 2005-11-15 | Nalco Energy Services, L.P. | Method of preparing quaternized amidoamine surfactants |
| US7373978B2 (en) * | 2003-02-26 | 2008-05-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for drilling and completing wells |
| US20040177957A1 (en) * | 2003-03-10 | 2004-09-16 | Kalfayan Leonard J. | Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same |
| US6986392B2 (en) * | 2003-03-25 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same |
| US7125825B2 (en) | 2003-04-25 | 2006-10-24 | Tomah Products, Inc. | Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use |
| US20050003965A1 (en) | 2003-07-01 | 2005-01-06 | Zhijun Xiao | Hydraulic fracturing method |
| US7303018B2 (en) | 2003-07-22 | 2007-12-04 | Bj Services Company | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid |
| US7148184B2 (en) * | 2003-07-22 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Self-diverting foamed system |
| US6883608B2 (en) * | 2003-08-06 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing method |
| DE10343730A1 (de) * | 2003-09-22 | 2005-04-21 | Clariant Gmbh | Hochkonzentrierte wässrige Lösung amphoterer Tenside |
| MXPA06003675A (es) * | 2003-10-01 | 2006-08-11 | Sofitech Nv | Fluido de fracturacion mejorado y metodo de uso. |
| US7318475B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-01-15 | Schlumberger Technology Corporation | Matrix acidizing high permeability contrast formations |
| US7291651B2 (en) * | 2003-12-05 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon dioxide foamed fluids |
| US7341107B2 (en) * | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| US7073588B2 (en) * | 2004-02-27 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Esterquat acidic subterranean treatment fluids and methods of using esterquats acidic subterranean treatment fluids |
| US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
| US7521400B2 (en) * | 2004-04-16 | 2009-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled oil with surfactant |
| US7534745B2 (en) * | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| US9540562B2 (en) | 2004-05-13 | 2017-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Dual-function nano-sized particles |
| US8278252B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
| US8226830B2 (en) | 2008-04-29 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Wastewater purification with nanoparticle-treated bed |
| RU2369736C2 (ru) | 2004-05-13 | 2009-10-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система стабилизаторов и усилителей эксплуатационных качеств водных жидкостей, загущаемых вязкоупругими поверхностно-активными веществами |
| US8196659B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
| US8499832B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Re-use of surfactant-containing fluids |
| US8567502B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-10-29 | Baker Hughes Incorporated | Filtration of dangerous or undesirable contaminants |
| US9556376B2 (en) * | 2004-05-13 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids |
| US7703531B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments |
| US7772164B2 (en) * | 2004-06-02 | 2010-08-10 | Rhodia, Inc. | Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid |
| US7879767B2 (en) * | 2004-06-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| US7244698B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-07-17 | Nalco Company | Viscoelastic surfactant composition having improved rheological properties and method of using for treating subterranean formations |
| US20060065396A1 (en) * | 2004-08-13 | 2006-03-30 | Dawson Jeffrey C | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use |
| US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7244694B2 (en) * | 2004-09-02 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses |
| US7290615B2 (en) * | 2004-09-17 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid having recyclable viscosity |
| CN1313563C (zh) * | 2004-09-23 | 2007-05-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 |
| US20060084579A1 (en) * | 2004-10-15 | 2006-04-20 | Berger Paul D | Viscoelastic surfactant mixtures |
| US7237608B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Self diverting matrix acid |
| WO2006050581A2 (en) | 2004-11-10 | 2006-05-18 | Jallal Messadek | Betaine as agent against arthropod - or mosquito -borne diseases |
| US7279446B2 (en) * | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
| US7380602B2 (en) * | 2004-11-18 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
| US7341980B2 (en) * | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7268100B2 (en) | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| US7923419B2 (en) * | 2004-12-17 | 2011-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for thermal insulation |
| EP1830652B1 (en) * | 2004-12-30 | 2013-11-06 | Rhodia Chimie | Herbicidal composition comprising an aminophosphate or aminophosphonate salt, a betaine and an amine oxide |
| US7833949B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
| US20080026957A1 (en) * | 2005-01-24 | 2008-01-31 | Gurmen M N | Treatment and Production of Subterranean Formations with Heteropolysaccharides |
| US8367589B2 (en) * | 2005-01-24 | 2013-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
| US7781380B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids |
| US7494957B2 (en) | 2005-01-24 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and methods of use thereof |
| US7299874B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
| US20060183646A1 (en) * | 2005-02-15 | 2006-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
| US7303019B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods |
| US7159659B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods |
| US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| BRPI0610249A2 (pt) | 2005-04-27 | 2010-06-08 | Jallal Messadek | associação ou combinação farmacêutica, composição farmacêutica, processo de co-cristalização e o uso de insulina ou análogo de insulina |
| US20070029085A1 (en) * | 2005-08-05 | 2007-02-08 | Panga Mohan K | Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells |
| US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US20070042913A1 (en) | 2005-08-17 | 2007-02-22 | Hutchins Richard D | Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof |
| US20070039732A1 (en) * | 2005-08-18 | 2007-02-22 | Bj Services Company | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention |
| US20070060482A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US7261160B2 (en) * | 2005-09-13 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US7287593B2 (en) | 2005-10-21 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
| EP2256175B1 (en) | 2005-11-14 | 2017-01-18 | Stepan Company | Viscoelastic cationic carbohydrate ether compositions |
| CA2629862C (en) | 2005-11-14 | 2014-03-18 | Rhodia Inc. | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US7497263B2 (en) | 2005-11-22 | 2009-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids |
| US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7588085B2 (en) | 2005-12-07 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
| US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
| US7776796B2 (en) * | 2006-03-20 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treating wellbores with recyclable fluids |
| US7691789B2 (en) * | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
| WO2007121056A1 (en) * | 2006-04-11 | 2007-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of glycols and polyols to stabilize viscoelastic surfactant gelled fluids |
| US20070244204A1 (en) * | 2006-04-13 | 2007-10-18 | Evelyne Prat | Rheology enhancers in non-oilfield applications |
| US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US7798224B2 (en) * | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
| US7708069B2 (en) * | 2006-07-25 | 2010-05-04 | Superior Energy Services, L.L.C. | Method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells |
| US7543646B2 (en) | 2006-07-31 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids |
| US7543644B2 (en) * | 2006-07-31 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Concentrated suspension of particulate additives for fracturing and other fluids |
| US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
| US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
| US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
| US8567503B2 (en) * | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US7741252B2 (en) * | 2006-08-07 | 2010-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Surfactants not toxic to bacteria |
| US7989402B2 (en) * | 2006-09-14 | 2011-08-02 | Elementis Specialties, Inc. | Functionalized clay compositions for aqueous based drilling fluids |
| US7879770B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids |
| US7287590B1 (en) | 2006-09-18 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield fluids |
| US8067342B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids |
| US7635028B2 (en) * | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US7998909B2 (en) | 2006-09-28 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof |
| US9157022B2 (en) * | 2006-09-29 | 2015-10-13 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers |
| US20100029483A1 (en) | 2006-10-16 | 2010-02-04 | Rhodia Inc. | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US8012914B2 (en) * | 2006-10-27 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| US8008236B2 (en) | 2006-10-27 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| US7661476B2 (en) * | 2006-11-15 | 2010-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gravel packing methods |
| US8163826B2 (en) | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
| US9018146B2 (en) * | 2006-11-22 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a well with viscoelastic surfactant and viscosification activator |
| US7507693B2 (en) | 2006-12-07 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same |
| US7915204B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-03-29 | Rhodia Operations | Scale squeeze treatment systems and methods |
| US7935662B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
| US7939471B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
| US7718584B2 (en) | 2006-12-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
| US7997342B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
| US7727935B2 (en) * | 2006-12-29 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
| US8815785B2 (en) * | 2006-12-29 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilization of surfactant as conformance materials |
| US20080169103A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | Carbajal David L | Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods |
| US8220548B2 (en) * | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US8412500B2 (en) | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
| US9135475B2 (en) | 2007-01-29 | 2015-09-15 | Sclumberger Technology Corporation | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US7699106B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-04-20 | Bj Services Company | Method for reducing fluid loss during hydraulic fracturing or sand control treatment |
| GB2446801B (en) * | 2007-02-23 | 2011-06-29 | Schlumberger Holdings | Wellbore treatment fluid |
| FR2913351B1 (fr) * | 2007-03-08 | 2010-11-26 | Rhodia Recherches Et Tech | Utilisation d'une betaine a titre d'agent de reduction du drainage de la mousse |
| FR2913350B1 (fr) * | 2007-03-08 | 2010-05-21 | Rhodia Recherches & Tech | Utilisation d'une betaine a titre d'agent moussant et d'agent de reduction du drainage de la mousse |
| US7875575B2 (en) * | 2007-04-09 | 2011-01-25 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for water and gas shut-off in subterranean wells with VES fluids |
| US8616284B2 (en) | 2007-03-21 | 2013-12-31 | Baker Hughes Incorporated | Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture |
| US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
| US20080236832A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Diankui Fu | Method for Treating Subterranean Formation |
| FR2914647B1 (fr) * | 2007-04-05 | 2011-10-21 | Rhodia Recherches Et Tech | Copolymere comprenant des unites betainiques et des unites hydrophobes et/ou amphiphiles,procede de preparation,et utilisations. |
| US8383865B2 (en) * | 2007-04-17 | 2013-02-26 | Codman & Shurtleff, Inc. | Curcumin derivatives |
| JP2010524959A (ja) * | 2007-04-17 | 2010-07-22 | コドマン・アンド・シャートレフ・インコーポレイテッド | アルツハイマー病を処置するためのヘリウムガスボーラス中のクルクミンの鼻腔投与 |
| US7786050B2 (en) * | 2007-05-11 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with ionic polymer gels |
| US7942201B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-17 | Clearwater International, Llc | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids |
| US8697610B2 (en) | 2007-05-11 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with complexed metal crosslinkers |
| US8413721B2 (en) | 2007-05-22 | 2013-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified fluids for remediating subterranean damage |
| US9145510B2 (en) | 2007-05-30 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids |
| US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US7431089B1 (en) | 2007-06-25 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations |
| US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US20120111563A1 (en) | 2010-11-08 | 2012-05-10 | Carlos Abad | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US20120305254A1 (en) | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8020617B2 (en) * | 2007-09-11 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment to inhibit fines migration |
| US7678745B2 (en) | 2007-09-24 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction |
| US8361936B2 (en) * | 2007-09-28 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method |
| US20090105097A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Carlos Abad | Degradable Friction Reducer |
| WO2009058589A2 (en) * | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Rhodia Inc. | Addition of zwitterionic surfactant to water soluble polymer to increase the stability of the polymers in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| US7789160B2 (en) | 2007-10-31 | 2010-09-07 | Rhodia Inc. | Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| CN101932236A (zh) * | 2007-11-07 | 2010-12-29 | 罗地亚管理公司 | 包含氨基磷酸盐或氨基膦酸盐和粘度降低剂的除草组合物 |
| US7857055B2 (en) * | 2007-12-07 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature fracturing fluids and method of use |
| US7712532B2 (en) * | 2007-12-18 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and pressure manipulation for subsurface applications |
| AU2009204201B2 (en) * | 2008-01-10 | 2012-02-02 | M-I L.L.C. | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use |
| CA2652489C (en) * | 2008-02-04 | 2014-06-03 | Sanjel Corporation | Low residue fluid fracturing system and method of use |
| US7745670B2 (en) * | 2008-06-27 | 2010-06-29 | Codman & Shurtleff, Inc. | Curcumin-Resveratrol hybrid molecule |
| US8839865B2 (en) * | 2008-02-27 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Slip-layer fluid placement |
| US8802601B2 (en) * | 2008-03-11 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating sandstone formations with reduced precipitation of silica |
| US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
| FR2930260B1 (fr) | 2008-04-22 | 2010-04-23 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a stabilite amelioree |
| US8895483B2 (en) * | 2008-05-05 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Disproportionate permeability reduction using a viscoelastic surfactant |
| US8853135B2 (en) * | 2008-05-07 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers |
| US20090305914A1 (en) * | 2008-05-07 | 2009-12-10 | Leiming Li | Phosphorus-Free Gelled Hydrocarbon Compositions and Method for Use Thereof |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| US7985776B2 (en) * | 2008-06-27 | 2011-07-26 | Codman & Shurtleff, Inc. | Iontophoretic delivery of curcumin and curcumin analogs for the treatment of Alzheimer's Disease |
| US8322419B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids |
| US7935661B2 (en) * | 2008-07-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids |
| US20100326658A1 (en) | 2009-06-25 | 2010-12-30 | Arthur Milne | Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids |
| US8316939B2 (en) * | 2008-08-20 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids |
| US8658574B2 (en) * | 2008-08-29 | 2014-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
| US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
| US8322420B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Toe-to-heel gravel packing methods |
| US7932214B2 (en) | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
| US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
| US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
| US8276667B2 (en) * | 2008-12-03 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed breaking of well treatment fluids |
| US9102855B2 (en) | 2008-12-18 | 2015-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Removal of crystallinity in guar based materials and related methods of hydration and subterranean applications |
| US8579029B2 (en) | 2008-12-31 | 2013-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | System, method and treatment fluid for controlling fines migration |
| CN101481608B (zh) * | 2009-01-19 | 2011-08-10 | 中国石油大学(华东) | 清洁压裂液及其应用 |
| US20100286585A1 (en) * | 2009-01-26 | 2010-11-11 | Codman & Shurtleff, Inc. | Shunt Delivery of Curcumin |
| US7723515B1 (en) * | 2009-01-26 | 2010-05-25 | Codman & Shurtleff, Inc. | Methylene blue—curcumin analog for the treatment of alzheimer's disease |
| FR2943353B1 (fr) | 2009-03-19 | 2011-03-11 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a viscosite amelioree |
| US20100243242A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Boney Curtis L | Method for completing tight oil and gas reservoirs |
| US9328285B2 (en) | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
| US9315712B2 (en) * | 2009-04-07 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactants and methods of making and using same |
| US9121674B2 (en) | 2009-05-13 | 2015-09-01 | Milmark Technologies, Inc. | Armor |
| US20100323932A1 (en) | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Oscar Bustos | Methods for treating a well or the like |
| US8247355B2 (en) * | 2009-06-25 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids |
| US8748344B2 (en) * | 2009-07-14 | 2014-06-10 | Rhodia Operations | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US20110017457A1 (en) * | 2009-07-21 | 2011-01-27 | Samuel Mathew M | Environmental compositions and methods for well treatment |
| US20110021386A1 (en) | 2009-07-27 | 2011-01-27 | Ali Syed A | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition |
| US8567499B2 (en) * | 2009-08-04 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids and their associated methods of use |
| US8186433B2 (en) * | 2009-08-07 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Methods of gravel packing long interval wells |
| US9103200B2 (en) | 2009-08-26 | 2015-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Rate induced diversion for multi-stage stimulation |
| US8258078B2 (en) * | 2009-08-27 | 2012-09-04 | Eastman Kodak Company | Image receiver elements |
| US8813845B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| US20110198089A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-08-18 | Panga Mohan K R | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
| AU2010290047B2 (en) | 2009-09-01 | 2013-06-27 | Specialty Operations France | Polymer compositions |
| RU2536912C2 (ru) * | 2009-09-16 | 2014-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта разлагаемым веществом |
| FR2950355B1 (fr) | 2009-09-23 | 2011-10-21 | Rhodia Operations | Methode de recuperation assistee des hydrocarbures dans des reservoirs fractures |
| EP2491104B1 (en) * | 2009-10-21 | 2019-01-02 | Stepan Company | Viscous liquid cleansing compositions comprising sulfonated fatty acids, esters, or salts thereof and betaines or sultaines |
| US8342094B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable material application in perforating |
| US8240379B2 (en) | 2009-10-28 | 2012-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-activated viscoelastic surfactant fluid and method |
| US20110105369A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids containing a viscoelastic surfactant and a cross-linking agent comprising a water-soluble transition metal complex |
| US8653011B2 (en) | 2009-11-12 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled hydrocarbon system and method with dual-function viscosifier/breaker additive |
| CN101701148B (zh) * | 2009-11-17 | 2012-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井清垢防垢剂 |
| US8196662B2 (en) * | 2009-11-17 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Surfactant based viscoelastic fluids and methods of using the same |
| US8895481B2 (en) * | 2009-12-21 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant acid treatment |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| US8215397B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid |
| RU2513568C2 (ru) | 2009-12-30 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину |
| US8347960B2 (en) * | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
| US20110186293A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Gurmen M Nihat | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications |
| CA2791853C (en) | 2010-02-12 | 2018-03-06 | Rhodia Operations | Rheology modifier compositions and methods of use |
| US20110237470A1 (en) * | 2010-03-29 | 2011-09-29 | Leiming Li | Method to decrease viscosity of gelled oil |
| US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| CN101812290A (zh) * | 2010-05-11 | 2010-08-25 | 陕西科技大学 | 一种酸性清洁压裂液及其制备方法 |
| US8517100B2 (en) | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
| MX348816B (es) | 2010-05-17 | 2017-06-30 | Schlumberger Tech B V * | Métodos para proporcionar barros de agentes de soporte en tratamientos de fracturación. |
| US8430165B2 (en) * | 2010-05-19 | 2013-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Increasing the viscosity of viscoelastic fluids |
| US9022112B2 (en) | 2010-05-20 | 2015-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Chelant based system and polylactide resin for acid diversion |
| US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8772206B2 (en) | 2010-05-21 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluids made of halogenisocyanuric acid and its salts for operations in a well |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8418761B2 (en) | 2010-07-29 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-responsive high viscosity pill |
| EP2603075B1 (en) | 2010-08-10 | 2017-07-12 | Rhodia Operations | Agricultural pesticide compositions |
| US9085724B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-07-21 | Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC | Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same |
| US20160257872A9 (en) | 2010-09-17 | 2016-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Solid state dispersion |
| US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation and methods for making and using same |
| US8524639B2 (en) | 2010-09-17 | 2013-09-03 | Clearwater International Llc | Complementary surfactant compositions and methods for making and using same |
| US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
| US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
| US9587165B2 (en) * | 2010-10-18 | 2017-03-07 | Saudi Arabian Oil Company | Non-damaging bimodal stimulation composition and method of use thereof |
| WO2012054456A1 (en) | 2010-10-20 | 2012-04-26 | Schlumberger Canada Limited | Degradable latex and method |
| US8613314B2 (en) | 2010-11-08 | 2013-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to enhance the productivity of a well |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US20120138294A1 (en) | 2010-11-30 | 2012-06-07 | Sullivan Philip F | Interpolymer crosslinked gel and method of using |
| US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
| US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
| CA2823116A1 (en) | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US9062242B2 (en) | 2011-03-09 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid |
| US9371479B2 (en) | 2011-03-16 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled release biocides in oilfield applications |
| US9051509B2 (en) | 2011-03-31 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use |
| US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
| US10808497B2 (en) | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US8905133B2 (en) | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| CN103649459B (zh) | 2011-05-13 | 2016-10-19 | 罗地亚管理公司 | 泡沫稳定性得到提高的应用及方法 |
| GB201108912D0 (en) * | 2011-05-27 | 2011-07-13 | Reckitt Benckiser Nv | Composition |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| WO2013009694A2 (en) | 2011-07-08 | 2013-01-17 | Schlumberger Canada Limited | Downhole polymer foam applications |
| US9574437B2 (en) * | 2011-07-29 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole use |
| US9027641B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well using propellant pre-fracturing |
| US9121272B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well |
| US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
| US9169431B2 (en) * | 2011-10-10 | 2015-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Method to complex metals in aqueous treating fluids for VES-gelled fluids |
| US20130123150A1 (en) | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Metallic particle induced saponification of fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids |
| US9267070B2 (en) | 2011-11-18 | 2016-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Mono- and polyenoic acid and metal particle mixtures for breaking VES-gelled fluids |
| CN102504797B (zh) * | 2011-11-22 | 2013-05-08 | 西安石油大学 | 一种多功能清洁压裂液 |
| US10259987B2 (en) | 2011-12-21 | 2019-04-16 | Rhodia Operations | Amine adducts, derivatives thereof, methods for making such adducts and derivatives, and methods for using such adducts and derivatives |
| CA2863683C (en) | 2012-02-05 | 2019-01-29 | Tucc Technology, Llc | Earth metal peroxide fluidized compositions |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
| WO2013191694A1 (en) * | 2012-06-21 | 2013-12-27 | M-I L.L.C. | Delayed enhancement or breaking of viscosity for viscoelastic surfactant containing wellbore fluids |
| MX2014016012A (es) | 2012-06-21 | 2015-04-13 | Mi Llc | Surfactantes viscoelasticos en salmueras mezcladas. |
| US9512347B2 (en) | 2012-06-29 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Spread crosslinker and method of water control downhole |
| US9169432B2 (en) | 2012-06-29 | 2015-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Spread crosslinker and method of water control downhole |
| US9499733B2 (en) | 2012-06-29 | 2016-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Spread crosslinker and method |
| US8863842B2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for propping fractures using proppant-laden aggregates and shear-thickening fluids |
| US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
| US10604693B2 (en) | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| US20140090833A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for Treating Wellbore and Wellbore Operation Fluids |
| CN102851019B (zh) * | 2012-10-15 | 2015-10-28 | 成都理工大学 | 一种阳离子型粘弹性表面活性剂压裂液的制备方法 |
| US9803130B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of activating enzyme breakers |
| EP2727991A1 (en) | 2012-10-30 | 2014-05-07 | The Procter & Gamble Company | Cleaning and disinfecting liquid hand dishwashing detergent compositions |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| WO2014084885A1 (en) | 2012-11-28 | 2014-06-05 | Ecolab Usa Inc. | Foam stabilization with polyethyleneimine ethoxylates |
| US9157049B2 (en) | 2012-11-28 | 2015-10-13 | Ecolab Usa Inc. | Viscoelastic surfactant based cleaning compositions |
| US9029313B2 (en) * | 2012-11-28 | 2015-05-12 | Ecolab Usa Inc. | Acidic viscoelastic surfactant based cleaning compositions comprising glutamic acid diacetate |
| RU2520014C1 (ru) * | 2012-11-30 | 2014-06-20 | Александр Владимирович Олейник | Электронный клавишный музыкальный инструмент "махавокс" |
| US9133700B2 (en) * | 2012-11-30 | 2015-09-15 | General Electric Company | CO2 fracturing system and method of use |
| CN103865511B (zh) * | 2012-12-11 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 粘弹性表面活性剂压裂液及其制备方法与应用 |
| EP2757145B2 (en) | 2013-01-21 | 2024-02-07 | The Procter & Gamble Company | Detergent |
| PL2757143T3 (pl) * | 2013-01-21 | 2018-04-30 | The Procter And Gamble Company | Detergent |
| US10017715B2 (en) * | 2013-02-15 | 2018-07-10 | Rhodia Operations | Fabric softener |
| US10435308B2 (en) | 2013-03-08 | 2019-10-08 | Ecolab Usa Inc. | Enhanced foam fractionation of oil phase from aqueous/oil mixed phase via increased viscoelasticity |
| US8759277B1 (en) | 2013-03-08 | 2014-06-24 | Ecolab Usa Inc. | Foam stabilization and oily soil removal with associative thickeners |
| US10773973B2 (en) | 2013-03-08 | 2020-09-15 | Ecolab Usa Inc. | Enhanced foam removal of total suspended solids and multiply charged cations from aqueous or aqueous/oil mixed phase via increased viscoelasticity |
| US10815421B2 (en) * | 2013-03-15 | 2020-10-27 | Ethox Chemicals, Llc | Flow back aids |
| US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| US9670399B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
| EP2970744B1 (en) * | 2013-03-15 | 2018-08-15 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids |
| CN112852397A (zh) | 2013-05-29 | 2021-05-28 | 亨斯迈石油化学有限责任公司 | 有机酸或其盐在表面活性剂基增强采油配制物和技术中的用途 |
| WO2015025223A2 (en) | 2013-07-08 | 2015-02-26 | Rhodia Operations | Low-temperature phase-stable acyl glycinate compositions |
| US9475981B2 (en) | 2013-07-15 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid viscosity control |
| US10961832B2 (en) | 2013-07-23 | 2021-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| WO2015041662A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-salt gelling composition for well treatment |
| FR3011002B1 (fr) | 2013-09-26 | 2017-12-22 | Ifsttar | Materiau viscoelastique obtenu par liquefaction hydrothermale de microalgues |
| US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
| US9617458B2 (en) | 2013-10-31 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications |
| WO2015126371A1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-08-27 | Halliburtion Energy Services, Inc. | Fracturing fluids containing a viscoelastic surfactant viscosifier |
| CN103773354A (zh) * | 2014-02-21 | 2014-05-07 | 亿城淄博石油陶粒制造有限公司 | 表面活性剂压裂液用稠化剂及在线交联工厂化作业方法 |
| US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
| CN104130767A (zh) * | 2014-07-14 | 2014-11-05 | 安徽奔马先端科技有限公司 | 一种抗盐耐酸浓缩起泡剂及其制备方法与应用 |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| CN104370753B (zh) * | 2014-10-08 | 2016-07-27 | 西南石油大学 | 一类季铵型阳离子粘弹性表面活性剂体系 |
| US10258986B2 (en) * | 2014-11-12 | 2019-04-16 | University Of New Hampshire | Viscoelastic fluid drop production |
| WO2016076877A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Multi-Chem Group, Llc | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations |
| CA2967936C (en) | 2014-11-14 | 2023-10-31 | Schlumberger Canada Limited | Well treatments for diversion or zonal isolation |
| US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| CN105985760B (zh) * | 2015-02-11 | 2019-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种具有高增粘和高抗剪切的小分子驱油剂及制备方法 |
| FR3034423B1 (fr) * | 2015-04-03 | 2019-05-31 | Cnrs | Dispersion aqueuse de particules d'au moins un polymere thermoplastique, son procede de preparation et ses applications, notamment pour l'ensimage de fibres de renfort |
| WO2016175767A1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic hectorite in glass bead suspensions |
| US20160341017A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods Using Viscoelastic Surfactant Based Abrasive Fluids for Perforation and Cleanout |
| CA2985178C (en) * | 2015-06-08 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Betaines for shale stabilization |
| EP4450606A2 (en) | 2015-06-22 | 2024-10-23 | The Procter & Gamble Company | Processes for making liquid detergent compositions comprising a liquid crystalline phase |
| RU2610952C2 (ru) * | 2015-06-25 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" | Мицеллярный раствор для извлечения нефти |
| US10030471B2 (en) | 2015-07-02 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| CN104946230A (zh) * | 2015-07-17 | 2015-09-30 | 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 | 一种适用于油田水的清洁压裂液及其制备方法 |
| CA2996174A1 (en) | 2015-08-21 | 2017-03-02 | Schlumberger Canada Limited | Environmentally acceptable surfactant in aqueous-based stimulation fluids |
| RU2736755C2 (ru) * | 2015-09-03 | 2020-11-19 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Эмульсии, содержащие водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, и способы их получения и применения |
| US10954432B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents |
| EA201890638A1 (ru) * | 2015-09-03 | 2018-10-31 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Отклоняющие кислоты, содержащие водорастворимое замедляющее действие средство, а также способы изготовления и применения |
| WO2017065781A1 (en) | 2015-10-15 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rheology modifier |
| US10689564B2 (en) | 2015-11-23 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications |
| CN108884416B (zh) | 2016-04-06 | 2021-11-30 | 宝洁公司 | 包含自结构化表面活性剂体系的稳定液体洗涤剂组合物 |
| WO2017173592A1 (en) | 2016-04-06 | 2017-10-12 | The Procter & Gamble Company | Stable liquid detergent composition containing self-structuring surfactant system |
| US10577310B2 (en) | 2016-04-08 | 2020-03-03 | Rhodia Operations | Process for synthesizing an amido alkyl betaine starting from an alcohol, an amido alkyl betaine prepared by the process with increased viscosity, and use thereof as a viscoelastic surfactant |
| US11028315B2 (en) * | 2016-04-08 | 2021-06-08 | Rhodia Operations | Zwitterionic surfactants suitable for enhanced oil recovery |
| US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| WO2017205334A1 (en) | 2016-05-23 | 2017-11-30 | Ecolab Usa Inc. | Reduced misting alkaline and neutral cleaning, sanitizing, and disinfecting compositions via the use of high molecular weight water-in-oil emulsion polymers |
| WO2017205339A1 (en) | 2016-05-23 | 2017-11-30 | Ecolab Usa Inc. | Reduced misting acidic cleaning, sanitizing, and disinfecting compositions via the use of high molecular weight water-in-oil emulsion polymers |
| CN107794029B (zh) * | 2016-09-06 | 2020-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂液降阻剂及制备方法和应用 |
| CN107916099B (zh) * | 2016-10-08 | 2020-08-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 无碱黏弹表面活性剂组合物及其制备方法和应用 |
| CN107916096B (zh) * | 2016-10-08 | 2023-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油用黏弹性表面活性剂组合物及制备方法和应用 |
| CN107916097B (zh) * | 2016-10-08 | 2020-08-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油用黏弹性甜菜碱表面活性剂组合物 |
| WO2018071669A2 (en) | 2016-10-12 | 2018-04-19 | Schlumberger Canada Limited | Crosslinking of cellulose fibers |
| AU2018227539B2 (en) | 2017-03-01 | 2020-04-09 | Ecolab Usa Inc. | Reduced inhalation hazard sanitizers and disinfectants via high molecular weight polymers |
| US10947443B2 (en) | 2017-03-03 | 2021-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant gel for perforation operations |
| RU2655685C1 (ru) * | 2017-05-29 | 2018-05-29 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт |
| EP3694967B1 (en) * | 2017-10-13 | 2021-10-27 | Unilever Global IP Limited | Detergent composition comprising hydrate-forming salt particles coated with betaine |
| CN108467724A (zh) * | 2018-03-12 | 2018-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井连续注入的在线分流酸及其制备方法 |
| WO2020028567A1 (en) * | 2018-07-31 | 2020-02-06 | Chevron U.S.A. Inc. | The use of a borate-acid buffer in oil and gas operations |
| RU2720120C2 (ru) * | 2018-10-08 | 2020-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Композиция пав для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин в условиях падающей добычи |
| CN109705835B (zh) * | 2018-12-29 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 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 |
| RU2716070C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав |
| US11834633B2 (en) | 2019-07-12 | 2023-12-05 | Ecolab Usa Inc. | Reduced mist alkaline cleaner via the use of alkali soluble emulsion polymers |
| WO2021016515A1 (en) | 2019-07-24 | 2021-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| CN111287719A (zh) * | 2020-02-17 | 2020-06-16 | 西南石油大学 | 一体化压裂施工中稠化剂的添加方法 |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US11713412B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Piperazine-based viscoelastic surfactants for hydraulic fracturing applications |
| US11739255B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of piperazine-based viscoelastic surfactants as diversion agents |
| US11643590B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents |
| US11746279B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluids based on viscoelastic surfactants |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| WO2024002647A1 (en) * | 2022-06-30 | 2024-01-04 | Unilever Ip Holdings B.V. | Stable wash composition with unsaturated zwitterionic surfactant |
| CN115678517A (zh) * | 2022-11-29 | 2023-02-03 | 四川大学 | 基于超长链表面活性剂的耐高温黏弹性流体及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (118)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CH467620A (de) | 1963-05-03 | 1969-01-31 | Ciba Geigy | Verwendung von Salzen quaternärer, saurer Ammoniumverbindungen als gelartige Verdickungsmittel |
| GB1100051A (en) * | 1964-03-16 | 1968-01-24 | Mobil Oil Corp | Liquid flow in a permeable earth formation |
| US3292698A (en) | 1964-06-26 | 1966-12-20 | Mobil Oil Corp | Treating permeable formations with aqueous positive nonsimple flooding liquids |
| US3373107A (en) | 1964-07-16 | 1968-03-12 | Milchem Inc | Friction pressure reducing agents for liquids |
| US3346495A (en) | 1964-08-20 | 1967-10-10 | Armour & Co | Water base lubricants |
| US3302711A (en) * | 1964-09-22 | 1967-02-07 | Shell Oil Co | Petroleum recovery with chemical interacting floods forming organic sulfonates |
| US3525696A (en) * | 1966-04-25 | 1970-08-25 | West Laboratories Inc | Low-foaming germicidal surfactantiodine compositions for cleaned-inplace equipment |
| NL134221C (ru) * | 1969-08-29 | Unilever Nv | ||
| CA997547A (en) | 1972-01-03 | 1976-09-28 | Marathon Oil Company | Temperature-inverted fracturing fluid |
| USRE28945E (en) | 1972-08-24 | 1976-08-31 | Marcona Corporation | Method and apparatus for excavating settled body of solids |
| US3880764A (en) * | 1972-11-06 | 1975-04-29 | Amoco Prod Co | Polymer non-dispersed drilling fluids |
| US3932296A (en) * | 1973-05-29 | 1976-01-13 | The Dow Chemical Company | Corrosion inhibitor |
| US4122043A (en) * | 1973-12-19 | 1978-10-24 | Polytrol Chemical Corporation | Amidobetaine containing detergent composition non-toxic to aquatic life |
| US3939911A (en) * | 1975-03-14 | 1976-02-24 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| DE2600778C2 (de) * | 1976-01-10 | 1985-01-03 | Henkel KGaA, 4000 Düsseldorf | Verwendung von Betainen in der Erdölgewinnung |
| US4216097A (en) * | 1977-07-15 | 1980-08-05 | Mobil Oil Corporation | Waterflooding employing amphoteric surfactants |
| FR2398797B1 (fr) * | 1977-07-26 | 1981-02-06 | Albright & Wilson | Compositions tensioactives aqueuses concentrees |
| CA1109356A (en) | 1978-01-23 | 1981-09-22 | Lewis R. Norman | Gelled aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
| US4233192A (en) * | 1978-11-30 | 1980-11-11 | Johnson & Johnson | Detergent compositions |
| US4418755A (en) | 1979-02-14 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations |
| US4412586A (en) | 1979-02-14 | 1983-11-01 | Conoco Inc. | Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations |
| JPS6024836B2 (ja) * | 1979-10-29 | 1985-06-14 | ライオン株式会社 | 固型洗浄剤組成物 |
| US4725372A (en) | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
| US4370273A (en) | 1981-02-06 | 1983-01-25 | Emery Industries, Inc. | Amidoamine oxides of polymeric fatty acids |
| US4375421A (en) * | 1981-10-19 | 1983-03-01 | Lever Brothers Company | Viscous compositions containing amido betaines and salts |
| US4615825A (en) | 1981-10-30 | 1986-10-07 | The Dow Chemical Company | Friction reduction using a viscoelastic surfactant |
| US4458757A (en) * | 1983-04-25 | 1984-07-10 | Exxon Research And Engineering Co. | In situ shale-oil recovery process |
| US4554974A (en) * | 1983-12-08 | 1985-11-26 | The Standard Oil Company | Method of enhanced oil recovery employing thickened amphoteric surfactant solutions |
| US4703797A (en) * | 1983-12-28 | 1987-11-03 | Cities Service Co. | Sweep improvement in enhanced oil recovery |
| US4534875A (en) * | 1984-01-13 | 1985-08-13 | The Dow Chemical Company | Method for heat exchange fluids comprising viscoelastic surfactant compositions |
| US4695389A (en) | 1984-03-16 | 1987-09-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4591447A (en) | 1984-03-16 | 1986-05-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4735731A (en) | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
| US4806256A (en) | 1984-06-18 | 1989-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-based hydraulic fluids |
| US4796702A (en) * | 1984-06-25 | 1989-01-10 | Petrolite Corporation | Multipurpose aqueous foamer |
| US4563291A (en) * | 1984-07-20 | 1986-01-07 | Halliburton Company | Method of preparation of substituted amino-alkyl sulfonic acid compounds and use in the treatment of subterranean formations |
| US5258137A (en) | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| WO1994009852A1 (en) | 1992-03-09 | 1994-05-11 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| DE3501639A1 (de) * | 1985-01-19 | 1986-07-24 | Hoechst Ag, 6230 Frankfurt | Etheraminoxide, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung als tenside fuer die tertiaere erdoelgewinnung |
| US4664818A (en) * | 1985-07-26 | 1987-05-12 | Newpark Drilling Fluid Inc. | Drilling mud additive |
| IT1186772B (it) * | 1985-10-10 | 1987-12-16 | Crinos Industria Farmaco | Composto ad attivita' pilostimolante |
| US4772425A (en) * | 1985-12-23 | 1988-09-20 | Colgate-Palmolive Company | Light duty liquid dishwashing composition containing abrasive |
| US4790958A (en) | 1986-02-21 | 1988-12-13 | The Dow Chemical Company | Chemical method of ferric ion removal from acid solutions |
| US4780243A (en) * | 1986-05-19 | 1988-10-25 | Halliburton Company | Dry sand foam generator |
| CA1298697C (en) | 1987-07-30 | 1992-04-14 | Warren Lee Nehmer | Viscoelastic surfactant gravel carrier fluids |
| US5055219A (en) | 1987-11-17 | 1991-10-08 | The Clorox Company | Viscoelastic cleaning compositions and methods of use therefor |
| US5093448A (en) | 1987-12-21 | 1992-03-03 | Exxon Research And Engineering Company | Polymerizable cationic visco-elastic monomer fluids |
| US5036136A (en) | 1987-12-21 | 1991-07-30 | Exxon Research And Engineering Company | Mixtures of colloidal rod-like viscoelastic fluids and anionic-alkyl containing copolymers |
| US5009799A (en) | 1988-02-16 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method |
| US4988450A (en) * | 1988-03-15 | 1991-01-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Shale-stabilizing drilling fluid additives |
| US4900467A (en) † | 1988-05-20 | 1990-02-13 | The Clorox Company | Viscoelastic cleaning compositions with long relaxation times |
| US5202112A (en) | 1991-08-01 | 1993-04-13 | Colgate-Palmolive Company | Viscoelastic dentifrice composition |
| GB8906406D0 (en) * | 1989-03-21 | 1989-05-04 | Bp Chem Int Ltd | Removal of sulphides |
| US5069283A (en) * | 1989-08-02 | 1991-12-03 | The Western Company Of North America | Fracturing process using carbon dioxide and nitrogen |
| US4975482A (en) | 1989-08-18 | 1990-12-04 | Exxon Research & Engineering Company | Viscoelastic fluids formed through the interaction of polymerizable vesicles and alkyl-containing polymers (C-2381) |
| GB8926885D0 (en) * | 1989-11-28 | 1990-01-17 | Albright & Wilson | Drilling fluids |
| US5076944A (en) * | 1989-10-16 | 1991-12-31 | Venture Innovations, Inc. | Seepage loss reducing additive for well working compositions and uses thereof |
| US5202122A (en) | 1989-10-30 | 1993-04-13 | Humanetics Corporation | Process for enhancing the hypocholesterolemic effect of edible pulp and the product obtained thereby |
| US5143635A (en) * | 1990-02-02 | 1992-09-01 | Energy, Mines & Resources - Canada | Hydraulic drag reducing agents for low temperature applications |
| US5076359A (en) | 1990-08-29 | 1991-12-31 | Mobil Oil Corporation | Method for gravel packing wells |
| US5101903A (en) | 1990-09-04 | 1992-04-07 | Akzo Nv | Method for modifying the permeability of an underground formation |
| JPH0525057A (ja) * | 1991-02-01 | 1993-02-02 | Sc Sas Lab Chim Pharmaco Biologico Ga Ieboli & Co | カルシトニンを含有する医薬組成物 |
| WO1992014907A1 (en) * | 1991-02-22 | 1992-09-03 | The Western Company Of North America | Slurried polymer foam system and method for the use thereof |
| DE4134077A1 (de) | 1991-10-15 | 1993-04-22 | Henkel Kgaa | Viskose waessrige tensidzubereitungen |
| JPH05139936A (ja) * | 1991-11-18 | 1993-06-08 | Taisho Pharmaceut Co Ltd | 発毛剤 |
| US5298195A (en) * | 1992-03-09 | 1994-03-29 | Amway Corporation | Liquid dishwashing detergent |
| DE4207386C2 (de) * | 1992-03-09 | 1997-02-13 | Goldschmidt Ag Th | Wäßrige flüssige Lösung eines Betains mit mindestens 40 Gew.-% Festkörpergehalt |
| US5203411A (en) | 1992-03-11 | 1993-04-20 | The Dow Chemical Company | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants |
| US5310002A (en) | 1992-04-17 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Gas well treatment compositions and methods |
| FR2694494B1 (fr) | 1992-08-05 | 1994-09-30 | Rhone Poulenc Chimie | Composition cosmétique contenant en suspension des particules non hydrosolubles. |
| US5536437A (en) | 1992-08-19 | 1996-07-16 | Colgate-Palmolive Co. | Hard surface cleaning composition formed from a structured silicate |
| US5617920A (en) * | 1992-08-31 | 1997-04-08 | Union Oil Company Of California | Method for modifying gelation time of organically crosslinked, aqueous gels |
| US5439317A (en) | 1992-10-08 | 1995-08-08 | Pb-Kbb Inc. | Method of handling solid particles |
| CA2107939C (en) | 1993-01-13 | 2001-01-30 | Stephen B. Kong | Acidic aqueous cleaning compositions |
| US5385206A (en) * | 1993-01-21 | 1995-01-31 | Clearwater, Inc. | Iterated foam process and composition for well treatment |
| DE4320508A1 (de) | 1993-06-21 | 1994-12-22 | Hoechst Ag | Verdickerkombinationen aus Makrotensiden und organischen Additiven für wäßrige Anwendungssysteme |
| US5543388A (en) * | 1993-08-05 | 1996-08-06 | Exxon Chemical Patents Inc. | Intensified corrosion inhibitor and method of use |
| SE9303458L (sv) * | 1993-10-21 | 1994-10-03 | Berol Nobel Ab | Användning av en amfotär tensid som friktionsreducerande medel i ett vattenbaserat vätskesystem |
| DE4416566A1 (de) | 1994-05-11 | 1995-11-16 | Huels Chemische Werke Ag | Wäßrige viskoelastische Tensidlösungen zur Haar- und Hautreinigung |
| US6348346B1 (en) * | 1994-05-27 | 2002-02-19 | University Of Kentucky Research Foundation | Method of inhibiting binding activity of immunoglobulins |
| WO1995033810A1 (en) | 1994-06-07 | 1995-12-14 | Reckitt & Colman Inc. | Cleaning compositions thickened with n-alkyl-n-acyl amino acids and myristyl/cetyl dimethyl amine oxides |
| US5552137A (en) * | 1994-08-05 | 1996-09-03 | Witco Corporation | Biodegradable quaternary hair conditioners |
| US5632978A (en) * | 1994-08-24 | 1997-05-27 | The Procter & Gamble Company | Mild shower gel composition comprising fatty alcohol which imparts improved lathering and thickening properties |
| US5607678A (en) | 1994-08-24 | 1997-03-04 | The Procter & Gamble Company | Mild shower gel composition comprising unique thickener system which imparts improved lathering properties and modified rinse feel |
| JP3027302B2 (ja) * | 1994-09-06 | 2000-04-04 | 花王株式会社 | 養毛・育毛料 |
| US5512275A (en) * | 1994-11-22 | 1996-04-30 | Buck; Carol J. | Topical lotion and method for treatment of androgenic alopecia |
| US5575921A (en) | 1995-02-08 | 1996-11-19 | Hydrometrics, Inc. | Sludge dredging and dewatering process |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5628112A (en) * | 1995-03-03 | 1997-05-13 | Ford Motor Company | Circuit board assembly system and method |
| SE504086C2 (sv) | 1995-03-09 | 1996-11-04 | Akzo Nobel Nv | Användning av en alkylbetain tillsammans med en anjonisk ytaktiv förening som friktionsreducerande medel |
| GB9506806D0 (en) | 1995-04-01 | 1995-05-24 | Univ Leeds | Improvements relating to polymers |
| US5767152A (en) * | 1995-05-04 | 1998-06-16 | Nielsen; Thor Bagger | Composition and methods for stimulating hair growth |
| WO1997009407A1 (en) * | 1995-09-06 | 1997-03-13 | Dowbrands Inc. | Fully diluted hard surface cleaners containing small amounts of certain acids |
| US5728665A (en) | 1995-09-13 | 1998-03-17 | The Clorox Company | Composition and method for developing extensional viscosity in cleaning compositions |
| US5753596A (en) * | 1995-11-09 | 1998-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Methods and emulsions for inhibition of oil well corrosion |
| GB9607963D0 (en) * | 1996-04-17 | 1996-06-19 | Unilever Plc | Cleansing composition |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6063737A (en) * | 1997-06-12 | 2000-05-16 | Shell Oil Company | Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores |
| US6035936A (en) | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| US5979555A (en) | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
| GB2332223B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids |
| GB2332224B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| US6506710B1 (en) | 1997-12-19 | 2003-01-14 | Akzo Nobel N.V. | Viscoelastic surfactants and compositions containing same |
| US6239183B1 (en) | 1997-12-19 | 2001-05-29 | Akzo Nobel Nv | Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor |
| US7060661B2 (en) * | 1997-12-19 | 2006-06-13 | Akzo Nobel N.V. | Acid thickeners and uses thereof |
| GB2335680B (en) | 1998-03-27 | 2000-05-17 | Sofitech Nv | Method for water control |
| GB2335679B (en) | 1998-03-27 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids |
| CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
| CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6133204A (en) * | 1999-02-09 | 2000-10-17 | Atlantic Richfield Company | Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments |
| AU5793600A (en) | 1999-09-22 | 2001-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent |
| CA2315544A1 (en) * | 2000-08-08 | 2002-02-08 | Alan K. Olson | Fracturing method using aqueous or acid based fluids |
| US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US6929070B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| US7148184B2 (en) * | 2003-07-22 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Self-diverting foamed system |
| US7279446B2 (en) * | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
-
1998
- 1998-06-08 US US09/093,131 patent/US6258859B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-09 DK DK98928993.9T patent/DK0993334T4/en active
- 1998-06-09 RU RU2002109743/03A patent/RU2217585C1/ru active
- 1998-06-09 ID IDW991578A patent/ID27732A/id unknown
- 1998-06-09 BR BRPI9810023-8A patent/BR9810023B1/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-09 DE DE69817182.9T patent/DE69817182T3/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-09 AT AT03003737T patent/ATE316194T1/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-09 CN CNB011437294A patent/CN1239670C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-09 AT AT98928993T patent/ATE246957T1/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-09 AU AU80662/98A patent/AU753011B2/en not_active Expired
- 1998-06-09 RU RU2000100339/04A patent/RU2198906C2/ru active
- 1998-06-09 BR BRPI9816159-8A patent/BR9816159B1/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-09 CN CN98807105A patent/CN1263481A/zh active Pending
- 1998-06-09 CN CN2009102608684A patent/CN101757874B/zh not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-09 WO PCT/US1998/012067 patent/WO1998056497A1/en active IP Right Grant
- 1998-06-09 DE DE69833233T patent/DE69833233D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-09 CA CA002297185A patent/CA2297185C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-09 EP EP98928993.9A patent/EP0993334B2/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-12-09 NO NO996089A patent/NO339836B1/no not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-07-10 US US09/612,669 patent/US6482866B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-07-06 US US09/900,229 patent/US6831108B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-08-09 US US10/216,604 patent/US6703352B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-01-09 NO NO20030096A patent/NO339843B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-10-14 US US10/684,828 patent/US7238648B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-03-15 US US10/800,478 patent/US20040176478A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-06-27 US US11/769,291 patent/US20070249505A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-04-21 US US12/148,742 patent/US20080200353A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-12-22 US US12/975,524 patent/US9249351B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2013
- 2013-08-20 US US13/971,493 patent/US20130327531A1/en not_active Abandoned
-
2016
- 2016-06-15 NO NO20161010A patent/NO20161010A1/no not_active Application Discontinuation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA014364B1 (ru) * | 2004-06-02 | 2010-10-29 | Родиа Инк. | Вязкоупругая жидкость (варианты) и способы гидравлического разрыва пласта с ее использованием |
| RU2452851C2 (ru) * | 2005-11-16 | 2012-06-10 | Родиа Инк. | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения |
| RU2453576C2 (ru) * | 2005-12-07 | 2012-06-20 | Акцо Нобель Н.В. | Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов |
| RU2495073C2 (ru) * | 2007-12-28 | 2013-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости |
| US8689874B2 (en) | 2007-12-28 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Visco-elastic surfactant spacers |
| WO2012064210A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
| RU2591001C1 (ru) * | 2015-05-26 | 2016-07-10 | Акционерное общество "Полиэкс" (АО "Полиэкс") | Композиция для приготовления вязкоупругой технологической жидкости для гидроразрыва пласта и вязкоупругая технологическая жидкость для гидроразрыва пласта |
| RU2746499C1 (ru) * | 2020-02-07 | 2021-04-14 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2198906C2 (ru) | Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты) | |
| US6302209B1 (en) | Surfactant compositions and uses therefor | |
| RU2452851C2 (ru) | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения | |
| EP2471888B1 (en) | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance | |
| CN101657605A (zh) | 多组分的粘弹性表面活性剂流体及其作为压裂液的用法 | |
| CA2547919C (en) | Viscoelastic surfactant gels with reduced salt concentration | |
| EP1323888A1 (en) | Method of fracturing a subterranean formation | |
| CA2380311C (en) | Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same | |
| AU768819B2 (en) | Method of fracturing a subterranean formation | |
| CN1981014A (zh) | 多组分的粘弹性表面活性剂流体及其作为压裂液的用法 | |
| MXPA99011570A (en) | Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |