RU2217585C1 - Способ разрыва пласта подземной формации - Google Patents

Способ разрыва пласта подземной формации Download PDF

Info

Publication number
RU2217585C1
RU2217585C1 RU2002109743/03A RU2002109743A RU2217585C1 RU 2217585 C1 RU2217585 C1 RU 2217585C1 RU 2002109743/03 A RU2002109743/03 A RU 2002109743/03A RU 2002109743 A RU2002109743 A RU 2002109743A RU 2217585 C1 RU2217585 C1 RU 2217585C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
surfactant
group
carbon atoms
alkyl
viscoelastic
Prior art date
Application number
RU2002109743/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2002109743A (ru
Inventor
Манилал С. ДАХАНАЙЯАКЕ
Дзианг ЙАНГ
Джозеф Х. Й. НИУ
Пол-Джоел ДЕРИАН
Дэвид ДИНО
Руоксин ЛИ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=26726820&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2217585(C1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн
Publication of RU2002109743A publication Critical patent/RU2002109743A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2217585C1 publication Critical patent/RU2217585C1/ru

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/02Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by special physical form
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/33Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing oxygen
    • A61K8/36Carboxylic acids; Salts or anhydrides thereof
    • A61K8/368Carboxylic acids; Salts or anhydrides thereof with carboxyl groups directly bound to carbon atoms of aromatic rings
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/40Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing nitrogen
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/40Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing nitrogen
    • A61K8/44Aminocarboxylic acids or derivatives thereof, e.g. aminocarboxylic acids containing sulfur; Salts; Esters or N-acylated derivatives thereof
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61KPREPARATIONS FOR MEDICAL, DENTAL OR TOILETRY PURPOSES
    • A61K8/00Cosmetics or similar toiletry preparations
    • A61K8/18Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition
    • A61K8/30Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds
    • A61K8/46Cosmetics or similar toiletry preparations characterised by the composition containing organic compounds containing sulfur
    • AHUMAN NECESSITIES
    • A61MEDICAL OR VETERINARY SCIENCE; HYGIENE
    • A61QSPECIFIC USE OF COSMETICS OR SIMILAR TOILETRY PREPARATIONS
    • A61Q19/00Preparations for care of the skin
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01FMIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/50Mixing liquids with solids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C05FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05FORGANIC FERTILISERS NOT COVERED BY SUBCLASSES C05B, C05C, e.g. FERTILISERS FROM WASTE OR REFUSE
    • C05F11/00Other organic fertilisers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C05FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05GMIXTURES 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
    • C05G5/00Fertilisers characterised by their form
    • C05G5/20Liquid fertilisers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/18Quaternary ammonium compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/04Carboxylic acids or salts thereof
    • C11D1/10Amino carboxylic acids; Imino carboxylic acids; Fatty acid condensates thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/66Non-ionic compounds
    • C11D1/83Mixtures of non-ionic with anionic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/88Ampholytes; Electroneutral compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/88Ampholytes; Electroneutral compounds
    • C11D1/90Betaines
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D17/00Detergent materials or soaps characterised by their shape or physical properties
    • C11D17/0008Detergent materials or soaps characterised by their shape or physical properties aqueous liquid non soap compositions
    • C11D17/003Colloidal solutions, e.g. gels; Thixotropic solutions or pastes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/02Inorganic compounds ; Elemental compounds
    • C11D3/04Water-soluble compounds
    • C11D3/046Salts
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16Organic compounds
    • C11D3/20Organic compounds containing oxygen
    • C11D3/2075Carboxylic acids-salts thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16Organic compounds
    • C11D3/34Organic compounds containing sulfur
    • C11D3/3418Toluene -, xylene -, cumene -, benzene - or naphthalene sulfonates or sulfates
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30Viscoelastic surfactants [VES]
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/04Carboxylic acids or salts thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/12Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof
    • C11D1/14Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof derived from aliphatic hydrocarbons or mono-alcohols
    • C11D1/143Sulfonic acid esters
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/02Anionic compounds
    • C11D1/12Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof
    • C11D1/14Sulfonic acids or sulfuric acid esters; Salts thereof derived from aliphatic hydrocarbons or mono-alcohols
    • C11D1/146Sulfuric acid esters
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C11ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11DDETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D1/00Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
    • C11D1/66Non-ionic compounds
    • C11D1/75Amino oxides
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • Y10S507/924Fracture 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)
  • Veterinary Medicine (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Animal Behavior & Ethology (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Birds (AREA)
  • Epidemiology (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Dermatology (AREA)
  • Pest Control & Pesticides (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (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)
  • Sewage (AREA)
  • Silver Salt Photography Or Processing Solution Therefor (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Medicines Containing Antibodies Or Antigens For Use As Internal Diagnostic Agents (AREA)
  • Fluid-Damping Devices (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу разрыва пласта подземной формации с использованием вязкоупругой жидкости. Предложен способ разрыва пласта подземной формации, в котором в подземный пласт нагнетают насосом вязкоупругую жидкость через отверстие скважины под давлением, достаточным для разрыва пласта. При этом вязкоупругая жидкость содержит водную среду, поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из амфотерных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей, и элемент, представляющий собой водорастворимое соединение. Технический результат - обеспечение необходимых реологических свойств и снижение токсичности вязкоупругой жидкости для разрыва пласта. 21 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 ил.

Description

Область изобретения
Настоящее изобретение относится к способу разрыва пласта подземной формации с использованием вязкоупругой жидкости.
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.
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 амфолитные и цвиттерионные поверхностно-активные вещества образуют при определенных условиях стержнеобразные мицеллы. Присутствие стержнеобразных мицелл придает жидкости вязкоупругие свойства. Однако известные поверхностно-активные вещества обладают высокой токсичностью и очень низкой биоразрушаемостью.
Краткое изложение изобретения
Данное изобретение 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, в котором вязкоупругая жидкость содержит:
а) водную среду;
b) поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из амфолитных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей;
с) 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.
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 процентов динатриевого иминодипропионата твердого жира (Mirataine Т2С®) и 2,25 процентов фталевой кислоты.
На фиг. 2 показаны динамический модуль G′ (модуль хранения) и G′′ (модуль потерь) при 25°С и 50°С 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 процентов динатриевого иминодипропионата твердого жира (Mirataine Т2С®), 4 процентов NH4Cl и 1,75~2,0 процентов 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 процентов олеамидопропилбетаина динатрия (Mirataine ВЕТО®, 3 процентов КС1 и 0,5 процента фталевой кислоты.
На фиг.5 показаны динамический модуль G′′ (модуль хранения) и G" (модуль потерь) при 25°С и 50°С 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 Coil. 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 Rheological 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/сек, обычно между примерно 0,001 и примерно 10 рад/сек, более типично между примерно 0,1 и примерно 10 рад/сек, 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, p.347-372 (John Wiley & Sons, Inc., 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 термин “примерно”, сопровождающий каждое цифровое значение, следует понимать как не влияющий на технический результат изобретения, 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 амфолитных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ. Амфолитное 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 нефтяных месторождениях или вблизи от них.
Поверхностно-активное вещество представляет собой цвиттерионное поверхностно-активное вещество, включающее гидрофильный фрагмент четвертичного аммония, ковалентно связанный 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:
Figure 00000001
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, 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.
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:
Figure 00000002
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 предполагаются 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 применении 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 сильно кислого (например, меньше, чем рН около 3) до слабо щелочного (например, от рН только больше 7,0 до примерно 8,5, более типично до примерно 8,0) или средне щелочного (например, рН примерно от 8,5 до примерно 9,5). Сильно щелочные значения рН (например, рН выше примерно 10) должны быть исключены.
Также предполагается сочетать вышеуказанные амфолитные/цвиттерионные поверхностно-активные вещества с обычными анионными, неионными и катионными поверхностно-активными веществами для получения заданной вязкоупругой жидкости для специалиста. В обычных воплощениях амфолитное/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)], глины (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 г., и НСТ WO 96/23849, сообщения которых включены в данное описание в качестве ссылки.
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 а1.). Применение в нефтяной промышленности различных материалов описано в “Oil-field Applications”, Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, vol.10, p. 328-366 (John Wiley & Sons, Inc./ 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.
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 процентов хлорида аммония и от 3 до 5 процентов дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine ТМ®). 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 25°С. Результаты представлены в таблице 1.
Figure 00000003
Пример 2
Способом, аналогичным способу примера 1, в раствор вводили 0,3 процента фталевой кислоты и 2-4 процента дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine ТМ®). Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили в соответствии со способом, описанным в примере 1, при 25°С. Результаты представлены в таблице 2.
Figure 00000004
Пример 3
Реологические измерения также проводили при более высоких температурах с помощью реометра FANN. Результаты для 0,3 процентного раствора фталевой кислоты, содержащего 4 процента дигидроксиэтилглицината твердого жира (Mirataine ТМ®) , приведены в таблице 3.
Figure 00000005
Пример 4
Вязкоупругие растворы поверхностно-активного вещества получают, добавляя к воде 5 процентов динатриевого имидодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®) и 2,25 процента фталевой кислоты. Системы перемешивали и нагревали до 50°С 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°С и 50°С. Результаты показаны на фиг. 1 и 2.
Пример 5
Способом, аналогичным способу примера 4, смешивали вместе 5 процентов динатриевого имидодипропионата твердого жира (Mirataine T2C®), 4 процента NH4C1 и 1,75-2,0 процента фталевой кислоты в воде. Все образцы согласно тесту обратного хода пузырьков оказались вязкоупругими. Реологические измерения проводили способом, описанным в примере 4, при 25°С. Результаты представлены на фиг. 3.
Пример 6
Вязкоупругие растворы поверхностно-активного вещества получают, добавляя к воде 4-5 процентов олеамидопропилбетаина (Mirataine BET-0®), 3% КС1 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 25°С. 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 сек-1). Результаты представлены в таблице 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 NаОН. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 сек-1) . Результаты представлены в таблице 4.
Figure 00000006
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 NаОН. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 сек-1). Результаты представлены в таблице 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 NаОН. Температурную стабильность раствора определяют путем измерения его вязкости в сантипуазах (при скорости сдвига 100 сек-1). Результаты представлены в таблице 5.
Figure 00000007
Из настоящего примера следует, что если раствор обладает необходимыми свойствами выше определенной температуры, следовательно, он может быть использован в способе разрыва пласта выше этой температуры.

Claims (22)

1. Способ разрыва пласта подземной формации, включающий стадию нагнетания насосом вязкоупругой жидкости через отверстие скважины в подземный пласт под давлением, достаточным для разрыва пласта, в котором вязкоупругая жидкость содержит: а) водную среду; b) поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из амфотерных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей; и с) элемента, представляющего 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.
2. Способ по п.1, в котором количество указанного поверхностно-активного вещества составляет примерно от 0,5 до примерно 6% по весу указанной жидкости.
3. Способ по п.1, в котором указанное поверхностно-активное вещество представляет цвиттерионное поверхностно-активное вещество, включающее гидрофильный фрагмент четвертичного аммония, ковалентно связанный с алкильной или гидроксиалкильной группой.
4. Способ по п.1, в котором указанное поверхностно-активное вещество включает карбоксилатный гидрофильный фрагмент.
5. Способ по п.1, в котором указанный элемент включает ароматический фрагмент, выбранный из группы, состоящей из сульфоновых фрагментов, сульфонатных фрагментов, карбоксильных фрагментов и карбоксилатных фрагментов.
6. Способ по п.5, в котором указанный ароматический фрагмент выбирают из группы, состоящей из салицилатных ионов и фталатных ионов, гидроксинафталинкарбоксилатных ионов и их смесей.
7. Способ по п.1, в котором указанная вязкоупругая жидкость дополнительно включает суспендированный в ней гранулированный расклинивающий наполнитель.
8. Способ по п.1, в котором указанная вязкоупругая жидкость дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из ингибиторов коррозии и добавок для потери текучести, и их смесей.
9. Способ по п.1, в котором указанный элемент присутствует в количестве примерно от 0,1 до примерно 30% по весу, предпочтительно в количестве от примерно 0,1 до примерно 8% по весу.
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором указанное поверхностно-активное вещество представлено формулой (I):
Figure 00000008
или формулой (II)
Figure 00000009
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из указанных алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где указанные 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.
11. Способ по п.10, в котором R2 выбирают из группы, состоящей из тетрадецила, гексадецила, октадеценила и октадецила.
12. Способ по п.10, в котором R1 представляет алкильную группу, являющуюся производной твердого животного жира, кокоса, соевых бобов или рапсового масла.
13. Способ по п.10, в котором R2 и R3 представляют, независимо, алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил или гидроксиалкилполиоксиалкилен, каждый имеющий примерно от 1 до примерно 10 атомов углерода, и, предпочтительно, представляют собой метил, этил, бензил, гидроксиэтил, гидроксипропил, карбоксиметил или карбоксиэтил.
14. Способ по п.10, в котором 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, и каждый R2 и R3 представляет бета-гидроксиэтил.
15. Способ по п.13, в котором R2 представляет бета-карбоксиэтил, и R4 представляет этилен.
16. Способ по п.1, в котором указанное поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из дигидроксиэтилглицинатов, алкиламидопропилбетаинов и амфотерных дипропионатов, производных имидазолина, наиболее предпочтительно, из группы, состоящей из дигидроксиэтилглицината твердого жира, динатриевого иминодипропионата твердого жира и олеамидопропилбетаина.
17. Способ по п.16, в котором жидкость включает от примерно 0,5 по примерно 6% поверхностно-активного вещества и от примерно 0,1 до примерно 6% комбинации элемента, выбранного из группы, состоящей из п-толуолсульфоната, нафталинсульфоната, хлорбензойной кислоты, салициловой кислоты и фталевой кислоты, и элемента, включающего одну или несколько водорастворимых солей аммония.
18. Способ по п.1, в котором указанное поверхностно-активное вещество представляет собой поверхностно-активный оксид амина, и указанный элемент представляет собой анионное поверхностно-активное вещество, содержащее гидрофоб, имеющий по меньшей мере 14 атомов углерода.
19. Способ по п.18, в котором указанный поверхностно-активный оксид амина имеет формулу
Figure 00000010
где R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкениларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из указанных алкильных групп содержит примерно от 14 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где указанные 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.
20. Способ по п.18, в котором указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой алкилсульфат или сульфонат, имеющий противоионы щелочного металла, или алкилкарбоксилат, в котором алкил представляет группу, которая содержит от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, предпочтительно от 16 до примерно 22 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной.
21. Способ по п.18, в котором весовое соотношение поверхностно-активного вещества оксида амина к анионному поверхностно-активному веществу колеблется от примерно 100:1 до примерно 50:50.
22. Способ по п.18, в которому указанная стадия разрыва происходит при температуре, превышающей 100°F (37,78°С).
RU2002109743/03A 1997-06-10 1998-06-09 Способ разрыва пласта подземной формации RU2217585C1 (ru)

Applications Claiming Priority (6)

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
USPCT/US98/12067 1998-06-09
PCT/US1998/012067 WO1998056497A1 (en) 1997-06-10 1998-06-09 Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000100339/04A Division RU2198906C2 (ru) 1997-06-10 1998-06-09 Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты)

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002109743A RU2002109743A (ru) 2003-11-10
RU2217585C1 true RU2217585C1 (ru) 2003-11-27

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 After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000100339/04A RU2198906C2 (ru) 1997-06-10 1998-06-09 Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты)

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) BR9816159B1 (ru)
CA (1) CA2297185C (ru)
DE (2) DE69833233D1 (ru)
DK (1) DK0993334T4 (ru)
ID (1) ID27732A (ru)
NO (3) NO339836B1 (ru)
RU (2) RU2217585C1 (ru)
WO (1) WO1998056497A1 (ru)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA009171B1 (ru) * 2005-06-20 2007-12-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока
EA014364B1 (ru) * 2004-06-02 2010-10-29 Родиа Инк. Вязкоупругая жидкость (варианты) и способы гидравлического разрыва пласта с ее использованием
RU2443856C2 (ru) * 2005-08-16 2012-02-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц
RU2481469C2 (ru) * 2007-07-24 2013-05-10 СиЭсАй ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЭлЭлСи Способ замедления осаждения проппанта в гидравлическом разрыве (варианты)
RU2495073C2 (ru) * 2007-12-28 2013-10-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
RU2690173C2 (ru) * 2011-12-21 2019-05-31 Родиа Оперейшнс Аддукты аминов, их производные, способы получения данных аддуктов и производных и способы применения данных аддуктов и производных

Families Citing this family (433)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US7060661B2 (en) * 1997-12-19 2006-06-13 Akzo Nobel N.V. Acid thickeners and uses thereof
US6239183B1 (en) * 1997-12-19 2001-05-29 Akzo Nobel Nv Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor
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
US7220709B1 (en) 1999-08-26 2007-05-22 Bj Services Company Process of diverting stimulation fluids
US6509301B1 (en) 1999-08-26 2003-01-21 Daniel Patrick Vollmer Well treatment fluids and methods for the use thereof
US6432885B1 (en) 1999-08-26 2002-08-13 Osca, Inc. Well treatment fluids and methods for the use thereof
EP1212385B1 (en) * 1999-09-07 2015-12-30 Akzo Nobel Surface Chemistry Aktiebolag 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
EP1268976B1 (en) * 2000-04-05 2011-10-05 Sofitech N.V. Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
WO2002011874A1 (en) * 2000-08-07 2002-02-14 Sofitech N.V. Viscoelastic wellbore treatment fluid
GB2365464B (en) 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver 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
GB2393722A (en) 2001-02-13 2004-04-07 Schlumberger Holdings Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications
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
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
US7084095B2 (en) 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US6908888B2 (en) 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7326670B2 (en) * 2001-04-10 2008-02-05 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
WO2002084075A1 (en) * 2001-04-10 2002-10-24 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
US20030114315A1 (en) * 2001-12-12 2003-06-19 Clearwater, Inc. Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
AU2002361840B2 (en) 2001-12-21 2007-08-23 Rhodia Inc. Stable surfactant compositions for suspending components
US7119050B2 (en) * 2001-12-21 2006-10-10 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
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
AU2003240679A1 (en) * 2002-05-21 2003-12-02 Sofitech N.V. Hydraulic fracturing method
AU2003229781A1 (en) * 2002-05-21 2003-12-02 Sofitech N.V. Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentration and methods of using same
MXPA05000043A (es) * 2002-07-09 2005-04-19 Schlumberger Technology Bv Acido de predescarga de auto desviacion para piedra arenisca.
US6776235B1 (en) 2002-07-23 2004-08-17 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method
US7066260B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7677311B2 (en) * 2002-08-26 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield treatments
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
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
EP1569692B1 (en) * 2002-11-25 2010-11-10 Jallal Messadek Betaine and salicylic acid compositions
US7387986B2 (en) * 2004-01-21 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7402549B2 (en) * 2004-01-21 2008-07-22 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US7378378B2 (en) * 2002-12-19 2008-05-27 Schlumberger Technology Corporation Rheology enhancers
US7345012B2 (en) * 2004-12-15 2008-03-18 Schlumberger Technology Corporation Foamed viscoelastic surfactants
US7387987B2 (en) * 2002-12-19 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation Rheology modifiers
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
UA83655C2 (ru) * 2003-02-26 2008-08-11 Ексонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ бурения и окончания скважин
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
US8278252B2 (en) * 2004-05-13 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids
US7703531B2 (en) * 2004-05-13 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments
US8567502B2 (en) * 2004-05-13 2013-10-29 Baker Hughes Incorporated Filtration of dangerous or undesirable contaminants
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles for downhole formation treatments
US8226830B2 (en) 2008-04-29 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Wastewater purification with nanoparticle-treated bed
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US9556376B2 (en) * 2004-05-13 2017-01-31 Baker Hughes Incorporated Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids
US9540562B2 (en) 2004-05-13 2017-01-10 Baker Hughes Incorporated Dual-function nano-sized particles
AU2005244811B2 (en) 2004-05-13 2010-07-15 Baker Hughes Incorporated System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants
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
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
WO2006069791A1 (en) * 2004-12-30 2006-07-06 Rhodia Chimie Herbicidal composition comprising an aminophosphate or aminophosphonate salt and a betaine
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
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
US7494957B2 (en) * 2005-01-24 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Energized fluids and methods of use thereof
US7303019B2 (en) * 2005-02-15 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods
US20060183646A1 (en) * 2005-02-15 2006-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US7159659B2 (en) * 2005-02-15 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods
US7299874B2 (en) * 2005-02-15 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated 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
RU2007143510A (ru) 2005-04-27 2009-06-10 Яллал МЕССАДЕК (BE) Инсулиновые композиции
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
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
US7261160B2 (en) * 2005-09-13 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US20070060482A1 (en) * 2005-09-13 2007-03-15 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
WO2007059107A2 (en) 2005-11-14 2007-05-24 Rhodia Inc. Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions
WO2007059266A1 (en) 2005-11-14 2007-05-24 Stepan Company Viscoelastic cationic carbohydrate ether compositions
US7461694B2 (en) * 2005-11-16 2008-12-09 Rhodia Inc. Methods for recovering oil from an oil reservoir
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
US20070125542A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Akzo Nobel N.V. High temperature gellant in low and high density brines
US7588085B2 (en) 2005-12-07 2009-09-15 Schlumberger Technology Corporation Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing
US8871694B2 (en) 2005-12-09 2014-10-28 Sarkis R. Kakadjian Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation
US8946130B2 (en) 2005-12-09 2015-02-03 Clearwater International Llc Methods for increase gas production and load recovery
US9334713B2 (en) 2005-12-09 2016-05-10 Ronald van Petegem Produced sand gravel pack process
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
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
US7543644B2 (en) * 2006-07-31 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Concentrated suspension of particulate additives for fracturing and other fluids
US7543646B2 (en) * 2006-07-31 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Suspension of concentrated particulate additives containing oil 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
US9127194B2 (en) 2006-08-04 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a boron trifluoride complex 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
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
US9120964B2 (en) 2006-08-04 2015-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof
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
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7287590B1 (en) 2006-09-18 2007-10-30 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield fluids
US7879770B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-01 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant 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
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
US7935662B2 (en) * 2006-12-12 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
DK2092038T3 (en) * 2006-12-12 2018-01-15 Solvay Usa Inc SYSTEM FOR TREATMENT OF Lime deposits
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
US7939471B2 (en) * 2006-12-29 2011-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels
US7997342B2 (en) * 2006-12-29 2011-08-16 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
US8815785B2 (en) * 2006-12-29 2014-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Utilization of surfactant as conformance materials
US8220548B2 (en) * 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US20080169103A1 (en) * 2007-01-12 2008-07-17 Carbajal David L 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
WO2008131059A2 (en) * 2007-04-17 2008-10-30 Codman & Shurtleff, Inc. Intranasally administering curcumin in a bolus of helium gas to treat alzheimer's disease
US7786050B2 (en) * 2007-05-11 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with ionic polymer gels
US8697610B2 (en) 2007-05-11 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with complexed metal crosslinkers
US7942201B2 (en) 2007-05-11 2011-05-17 Clearwater International, Llc Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids
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
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and 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
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
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
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US20120305254A1 (en) 2011-06-06 2012-12-06 Yiyan Chen Methods to improve stability of high solid content fluid
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
EP2205826A4 (en) * 2007-10-31 2011-06-29 Rhodia ADDING A ZWITTERIONIC SURFACTANT TO A WATER-SOLUBLE POLYMER TO INCREASE POLYMER STABILITY IN AQUEOUS SOLUTIONS CONTAINING SALT AND / OR SURFACTANT AGENTS
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
US20110009269A1 (en) * 2007-11-07 2011-01-13 Rhodia Operations Herbicidal composition comprising an aminophosphate or aminophosphonate salt and a viscosity reducing agent
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
WO2009089267A2 (en) * 2008-01-10 2009-07-16 M-I L.L.C. Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use
US8193127B2 (en) * 2008-02-04 2012-06-05 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
RU2496977C2 (ru) * 2008-02-27 2013-10-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину
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
US20100326658A1 (en) 2009-06-25 2010-12-30 Arthur Milne Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids
US7935661B2 (en) * 2008-07-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation 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
US7723515B1 (en) * 2009-01-26 2010-05-25 Codman & Shurtleff, Inc. Methylene blue—curcumin analog for the treatment of alzheimer's disease
US20100286585A1 (en) * 2009-01-26 2010-11-11 Codman & Shurtleff, Inc. Shunt Delivery of Curcumin
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
BR112012001048A8 (pt) * 2009-07-14 2017-04-18 Rhodia Operations Composições adjuvantes agrícolas, composições de pesticidas, e métodos de utilização de tais composições.
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
US20110198089A1 (en) * 2009-08-31 2011-08-18 Panga Mohan K R Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid
US8881820B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks
RU2012112595A (ru) 2009-09-01 2013-10-10 Родиа Операсьон Полимерные композиции
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
MY158469A (en) * 2009-10-21 2016-10-14 Stepan Co 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
WO2011081546A1 (en) 2009-12-30 2011-07-07 Schlumberger Canada Limited A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications
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
CN102858883B (zh) 2010-02-12 2015-09-09 罗地亚管理公司 流变改进剂组合物及其使用方法
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
US9447673B2 (en) 2010-05-17 2016-09-20 Schlumberger Technology Corporation Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments
US8430165B2 (en) * 2010-05-19 2013-04-30 Baker Hughes Incorporated Increasing the viscosity of viscoelastic fluids
US8899328B2 (en) 2010-05-20 2014-12-02 Clearwater International Llc Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same
US9022112B2 (en) 2010-05-20 2015-05-05 Schlumberger Technology Corporation Chelant based system and polylactide resin for acid diversion
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
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8148303B2 (en) 2010-06-30 2012-04-03 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant additives used to retain producibility while drilling
US8418761B2 (en) 2010-07-29 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Stimuli-responsive high viscosity pill
US8841235B2 (en) 2010-08-10 2014-09-23 Rhodia Operations Agricultural pesticide compositions
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
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
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
US20130319667A1 (en) 2010-10-20 2013-12-05 Schlumberger Technology Corporation Degradable latex and method
US8613314B2 (en) 2010-11-08 2013-12-24 Schlumberger Technology Corporation Methods to enhance the productivity of a well
CA2815687A1 (en) * 2010-11-12 2012-05-18 Schlumberger Canada Limited Methods for servicing subterranean wells
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
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US20120138294A1 (en) 2010-11-30 2012-06-07 Sullivan Philip F Interpolymer crosslinked gel and method of using
MX350756B (es) 2010-12-30 2017-09-18 Schlumberger Technology Bv Sistema y método para realizar operaciones de estimulación en el fondo del pozo.
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
BR112013029345B1 (pt) 2011-05-13 2021-02-23 IFP Energies Nouvelles Método para aumentar a recuperação de óleo a partir de uma formaçãopetrolífera dentro de um reservatório
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
EP2729656A4 (en) 2011-07-08 2016-05-25 Services Petroliers Schlumberger APPLICATIONS FOR BOHRLOCHPOLYMERSCHAUMSTOFF
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
BR112014019051A8 (pt) 2012-02-05 2017-07-11 Tucc Tech Llc Composições para operações de recuperação de hidrocarboneto fluidizadas de peróxido de metal terroso
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
MX2014016003A (es) * 2012-06-21 2015-04-13 Mi Llc Aumento o reduccion tardia de la viscocidad para fluidos de pozo que contienen surfactantes viscoelasticos.
MX2014016012A (es) * 2012-06-21 2015-04-13 Mi Llc Surfactantes viscoelasticos en salmueras mezcladas.
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
US9512347B2 (en) 2012-06-29 2016-12-06 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
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
US8759276B2 (en) 2012-11-28 2014-06-24 Ecolab Usa Inc. Foam stabilization with polyethyleneimine ethoxylates
US9029313B2 (en) 2012-11-28 2015-05-12 Ecolab Usa Inc. Acidic viscoelastic surfactant based cleaning compositions comprising glutamic acid diacetate
US9157049B2 (en) 2012-11-28 2015-10-13 Ecolab Usa Inc. Viscoelastic surfactant based cleaning compositions
US9133700B2 (en) * 2012-11-30 2015-09-15 General Electric Company CO2 fracturing system and method of use
RU2520014C1 (ru) * 2012-11-30 2014-06-20 Александр Владимирович Олейник Электронный клавишный музыкальный инструмент "махавокс"
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
PL2757143T3 (pl) * 2013-01-21 2018-04-30 The Procter And Gamble Company Detergent
PL2757145T3 (pl) 2013-01-21 2018-06-29 The Procter & 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
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
US8759277B1 (en) 2013-03-08 2014-06-24 Ecolab Usa Inc. Foam stabilization and oily soil removal with associative thickeners
US9670399B2 (en) 2013-03-15 2017-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid
US9790775B2 (en) 2013-03-15 2017-10-17 Schlumberger Technology Corporation Stimulation with natural gas
WO2014140055A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Akzo Nobel Chemicals International B.V. Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids
US10815421B2 (en) * 2013-03-15 2020-10-27 Ethox Chemicals, Llc Flow back aids
AU2014274461B2 (en) 2013-05-29 2017-09-21 Indorama Ventures Oxides Llc Use of organic acids or a salt thereof in surfactant-based enhanced oil recovery formulations and techniques
US9242124B2 (en) 2013-07-08 2016-01-26 Rhodia Operations Low-temperature phase-stable acyl glycinate compositions
WO2015009612A1 (en) 2013-07-15 2015-01-22 Schlumberger Canada Limited 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
US9845426B2 (en) 2013-09-20 2017-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. High-salt gelling compositions and methods 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
US10738577B2 (en) 2014-07-22 2020-08-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and cables for use in fracturing zones in a well
US10001613B2 (en) 2014-07-22 2018-06-19 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
GB2545824B (en) * 2014-11-13 2021-01-20 Multi Chem Group Llc Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations
RU2679202C2 (ru) 2014-11-14 2019-02-06 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ обработки скважины
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
GB2552614B (en) * 2015-04-28 2022-02-23 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
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
BR112017023956A2 (pt) * 2015-06-08 2018-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. método para perfurar em uma formação subterrânea e sistema de perfuração
EP3109310A1 (en) 2015-06-22 2016-12-28 The Procter and 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
US20190177603A1 (en) 2015-08-21 2019-06-13 Schlumberger Technology Corporation Environmentally acceptable surfactant in aqueous-based stimulation fluids
EA201890637A1 (ru) 2015-09-03 2018-09-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Смешивание в процессе закачивания кислот и отклоняющих жидкостей с водорастворимыми замедляющими действие средствами
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
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
US10870795B2 (en) 2015-10-15 2020-12-22 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
WO2017173592A1 (en) 2016-04-06 2017-10-12 The Procter & Gamble Company Stable liquid detergent composition containing self-structuring surfactant system
EP3458564A4 (en) 2016-04-06 2020-03-04 The Procter and Gamble Company STABLE LIQUID DETERGENT COMPOSITION WITH A SELF-ORGANIZING TENSIDE SYSTEM
CN109072061B (zh) * 2016-04-08 2021-10-08 罗地亚经营管理公司 适用于强化采油的两性离子表面活性剂
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
US10301903B2 (en) 2016-05-16 2019-05-28 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
JP6791986B2 (ja) 2016-05-23 2020-11-25 エコラボ ユーエスエー インコーポレイティド 高分子量油中水型乳化ポリマーを用いた、ミスティングが低減したアルカリ性および中性の洗浄、除菌および消毒組成物の削減
ES2809023T3 (es) 2016-05-23 2021-03-02 Ecolab Usa Inc Composiciones desinfectantes, de higienización, de limpieza ácida con reducción de la formación de neblina a través del uso de polímeros de emulsión de agua en aceite de alto peso molecular
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
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
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
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
US11407931B2 (en) 2016-10-12 2022-08-09 Schlumberger Technology Corporation Crosslinking of cellulose fibers
CN110392528A (zh) 2017-03-01 2019-10-29 埃科莱布美国股份有限公司 通过高分子量聚合物减少吸入危险的消毒剂和杀菌剂
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
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
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
RU2746499C1 (ru) * 2020-02-07 2021-04-14 Акционерное общество "Химеко-Ганг" Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа
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
US11746279B2 (en) 2021-11-12 2023-09-05 Saudi Arabian Oil Company Fracturing fluids based on viscoelastic surfactants
US11643590B1 (en) 2021-11-12 2023-05-09 Saudi Arabian Oil Company Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents
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
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US3292698A (en) 1964-06-26 1966-12-20 Mobil Oil Corp Treating permeable formations with aqueous positive nonsimple flooding liquids
GB1100051A (en) * 1964-03-16 1968-01-24 Mobil Oil Corp Liquid flow in a permeable earth formation
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
BE755338A (fr) * 1969-08-29 1971-02-26 Unilever Nv Compositions de blanchiment
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
US4412586A (en) * 1979-02-14 1983-11-01 Conoco Inc. Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations
US4418755A (en) * 1979-02-14 1983-12-06 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
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
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
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
WO1994009852A1 (en) 1992-03-09 1994-05-11 The Dow Chemical Company Viscoelastic surfactant based foam fluids
US5258137A (en) 1984-12-24 1993-11-02 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
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
US5093448A (en) 1987-12-21 1992-03-03 Exxon Research And Engineering Company Polymerizable cationic visco-elastic monomer fluids
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
DE4207386C2 (de) * 1992-03-09 1997-02-13 Goldschmidt Ag Th Wäßrige flüssige Lösung eines Betains mit mindestens 40 Gew.-% Festkörpergehalt
US5298195A (en) * 1992-03-09 1994-03-29 Amway Corporation Liquid dishwashing detergent
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
SE500923C2 (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
BR9507920A (pt) 1994-06-07 1997-09-23 Reckitt & Colman Inc Composição para abertura e limpeza de drenos entupidos e processo para limpeza de um entupimento em um dreno
US5552137A (en) * 1994-08-05 1996-09-03 Witco Corporation Biodegradable quaternary hair conditioners
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
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
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
DE69621145T2 (de) * 1995-09-06 2002-12-12 Johnson & Son Inc S C Vollverdünnte reinigungsmittel für harte oberflächen enthaltend hohe konzentrationen an gewissen anionen
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
US7060661B2 (en) * 1997-12-19 2006-06-13 Akzo Nobel N.V. Acid thickeners and uses thereof
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
GB2335679B (en) 1998-03-27 2000-09-13 Sofitech Nv Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids
GB2335680B (en) 1998-03-27 2000-05-17 Sofitech Nv Method for water control
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
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

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
EA009171B1 (ru) * 2005-06-20 2007-12-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока
RU2443856C2 (ru) * 2005-08-16 2012-02-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц
RU2481469C2 (ru) * 2007-07-24 2013-05-10 СиЭсАй ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЭлЭлСи Способ замедления осаждения проппанта в гидравлическом разрыве (варианты)
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
RU2690173C2 (ru) * 2011-12-21 2019-05-31 Родиа Оперейшнс Аддукты аминов, их производные, способы получения данных аддуктов и производных и способы применения данных аддуктов и производных

Also Published As

Publication number Publication date
DE69817182T3 (de) 2016-05-12
US20040082484A1 (en) 2004-04-29
US7238648B2 (en) 2007-07-03
NO339843B1 (no) 2017-02-06
RU2198906C2 (ru) 2003-02-20
ATE316194T1 (de) 2006-02-15
AU753011B2 (en) 2002-10-03
CA2297185C (en) 2008-12-30
EP0993334B2 (en) 2015-10-07
US6258859B1 (en) 2001-07-10
NO996089L (no) 2000-02-08
DK0993334T3 (da) 2003-12-08
US20110092398A1 (en) 2011-04-21
ATE246957T1 (de) 2003-08-15
DE69817182D1 (de) 2003-09-18
NO339836B1 (no) 2017-02-06
US20020002205A1 (en) 2002-01-03
DK0993334T4 (en) 2016-01-18
US20080200353A1 (en) 2008-08-21
US20130327531A1 (en) 2013-12-12
US20040176478A1 (en) 2004-09-09
US6831108B2 (en) 2004-12-14
US6482866B1 (en) 2002-11-19
CN101757874B (zh) 2013-07-17
NO20030096D0 (no) 2003-01-09
BR9810023B1 (pt) 2009-01-13
AU8066298A (en) 1998-12-30
BR9816159B1 (pt) 2009-01-13
BR9810023A (pt) 2002-01-15
CN101757874A (zh) 2010-06-30
US6703352B2 (en) 2004-03-09
US9249351B2 (en) 2016-02-02
CN1263481A (zh) 2000-08-16
DE69817182T2 (de) 2004-06-17
EP0993334A1 (en) 2000-04-19
WO1998056497A1 (en) 1998-12-17
CN1389538A (zh) 2003-01-08
DE69833233D1 (de) 2006-04-06
NO20161010A1 (no) 2000-02-08
NO20030096L (no) 2000-02-08
NO996089D0 (no) 1999-12-09
US20030040546A1 (en) 2003-02-27
US20070249505A1 (en) 2007-10-25
CA2297185A1 (en) 1998-12-17
CN1239670C (zh) 2006-02-01
ID27732A (id) 2001-04-26
EP0993334B1 (en) 2003-08-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2217585C1 (ru) Способ разрыва пласта подземной формации
US9732268B2 (en) Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid
CA2809403C (en) Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids
EA014308B1 (ru) Скважинная жидкость, содержащая вязкоупругие поверхностно-активные гели с пониженной концентрацией соли
EP1323888B1 (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
CA2380311C (en) Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same
AU768819B2 (en) Method of fracturing a subterranean formation
MXPA99011570A (en) Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same