RU2338872C2 - Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей - Google Patents
Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2338872C2 RU2338872C2 RU2005141435/03A RU2005141435A RU2338872C2 RU 2338872 C2 RU2338872 C2 RU 2338872C2 RU 2005141435/03 A RU2005141435/03 A RU 2005141435/03A RU 2005141435 A RU2005141435 A RU 2005141435A RU 2338872 C2 RU2338872 C2 RU 2338872C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- destroyer
- fluid
- oxidizing
- group
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 109
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 claims abstract description 45
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 38
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 40
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 37
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 20
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical group Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 claims description 18
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 18
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 13
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 claims description 11
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 claims description 11
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 claims description 11
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 claims description 10
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 9
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 claims description 8
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical group OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 claims description 8
- 239000008101 lactose Substances 0.000 claims description 8
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N Alpha-Lactose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N 0.000 claims description 6
- 229910021577 Iron(II) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 100676-05-9 Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(O)C(O)C(OC2C(OC(O)C(O)C2O)CO)O1 OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N Maltose Natural products O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)OC(O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N 0.000 claims description 5
- GUBGYTABKSRVRQ-QUYVBRFLSA-N beta-maltose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QUYVBRFLSA-N 0.000 claims description 5
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 claims description 5
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000002978 peroxides Chemical group 0.000 claims description 5
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 150000004043 trisaccharides Chemical class 0.000 claims description 5
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 4
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007884 disintegrant Substances 0.000 claims description 3
- 150000001805 chlorine compounds Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910000039 hydrogen halide Inorganic materials 0.000 claims 4
- 239000012433 hydrogen halide Substances 0.000 claims 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 34
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical class OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-N chloric acid Chemical compound OCl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229940005991 chloric acid Drugs 0.000 description 7
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 3
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- LTNZEXKYNRNOGT-UHFFFAOYSA-N dequalinium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].C1=CC=C2[N+](CCCCCCCCCC[N+]3=C4C=CC=CC4=C(N)C=C3C)=C(C)C=C(N)C2=C1 LTNZEXKYNRNOGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 3
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 3
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 102100021392 Cationic amino acid transporter 4 Human genes 0.000 description 2
- 101710195194 Cationic amino acid transporter 4 Proteins 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000003146 anticoagulant agent Substances 0.000 description 2
- 229940127219 anticoagulant drug Drugs 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- DBTMGCOVALSLOR-UHFFFAOYSA-N 32-alpha-galactosyl-3-alpha-galactosyl-galactose Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OC1C(O)C(OC2C(C(CO)OC(O)C2O)O)OC(CO)C1O DBTMGCOVALSLOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PVXPPJIGRGXGCY-DJHAAKORSA-N 6-O-alpha-D-glucopyranosyl-alpha-D-fructofuranose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@](O)(CO)O1 PVXPPJIGRGXGCY-DJHAAKORSA-N 0.000 description 1
- 206010067484 Adverse reaction Diseases 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-CBPJZXOFSA-N D-Gulose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-CBPJZXOFSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-WHZQZERISA-N D-aldose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-WHZQZERISA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-IVMDWMLBSA-N D-allopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-IVMDWMLBSA-N 0.000 description 1
- RXVWSYJTUUKTEA-UHFFFAOYSA-N D-maltotriose Natural products OC1C(O)C(OC(C(O)CO)C(O)C(O)C=O)OC(CO)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(CO)O1 RXVWSYJTUUKTEA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LKDRXBCSQODPBY-AMVSKUEXSA-N L-(-)-Sorbose Chemical compound OCC1(O)OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O LKDRXBCSQODPBY-AMVSKUEXSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VSOAQEOCSA-N L-altropyranose Chemical compound OC[C@@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VSOAQEOCSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DRQXUCVJDCRJDB-UHFFFAOYSA-N Turanose Natural products OC1C(CO)OC(O)(CO)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(CO)O1 DRQXUCVJDCRJDB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000006838 adverse reaction Effects 0.000 description 1
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000645 desinfectant Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- BJHIKXHVCXFQLS-UYFOZJQFSA-N fructose group Chemical group OCC(=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO BJHIKXHVCXFQLS-UYFOZJQFSA-N 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical class Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002453 idose derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M iron chloride Chemical compound [Cl-].[Fe] FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- FYGDTMLNYKFZSV-UHFFFAOYSA-N mannotriose Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OC1C(CO)OC(OC2C(OC(O)C(O)C2O)CO)C(O)C1O FYGDTMLNYKFZSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 150000004044 tetrasaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- RULSWEULPANCDV-PIXUTMIVSA-N turanose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](C(=O)CO)O[C@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O RULSWEULPANCDV-PIXUTMIVSA-N 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
- FYGDTMLNYKFZSV-BYLHFPJWSA-N β-1,4-galactotrioside Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@H](CO)O[C@@H](O[C@@H]2[C@@H](O[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O FYGDTMLNYKFZSV-BYLHFPJWSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/922—Fracture fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам и составам для обработки подземных формаций, в частности для разрушения загущенных жидкостей, используемых при обработке подземных формаций. Технический результат - управляемые разрушения загущенных флюидов при обеспечении экологической безопасности. Водная обрабатывающая жидкость содержит полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Способ обработки подземной формации включает нагнетание указанной жидкости в ствол скважины. Способ формирования трещин включает введение указанной жидкости в подземную зону. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 41 з.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Предпосылки изобретения
Область техники
Настоящее изобретение относится к способам и составам для обработки подземных формаций и, в частности, к способам и составам для разрушения загущенных жидкостей, используемых при обработке подземных формаций.
Описание предшествующего уровня техники
Является общей практикой обрабатывать подземные формации для увеличения проницаемости или проводимости таких формаций при помощи процедур, идентифицируемых обычно как разрывающие процессы. Например, является обычной практикой гидравлически разрывать скважину для того, чтобы произвести одну или более трещин или «разрывов» в окружающей формации путем механического разрушения формации. Разрыв может быть выполнен в скважинах, которые завершены в подземных формациях для практически любых целей. Обычными кандидатами на разрыв или другие стимулирующие процедуры являются эксплуатационные скважины, завершенные в нефтяных и/или газовых формациях. Однако сбросовые скважины и нагнетательные скважины, используемые во вторичных или третичных операциях добычи, например, для нагнетания воды или газа, также могут быть подвергнуты разрыву с целью облегчения нагнетания жидкостей в подобные подземные формации.
Гидроразрыв выполняется путем нагнетания жидкости для гидроразрыва в скважину и приложения достаточного давления к разрывающей жидкости, чтобы вызвать разрушение формации с сопутствующим получением одной или более трещин. Обычно гель, эмульсия или пена, содержащие расклинивающий наполнитель, такой как песок или другой материал в виде части, суспендированный в них, вводятся в трещины. Расклинивающий наполнитель осаждается в трещинах и держит трещины открытыми после того, как давление снято и разрывающая жидкость вытекает обратно на поверхность.
Разрывающая жидкость (жидкость для гидроразрыва) имеет достаточно высокую вязкость, чтобы удерживать расклинивающий наполнитель в суспензии или, по меньшей мере, снизить тенденцию расклинивающего наполнителя к выпадению из разрывающей жидкости во время того, как разрывающая жидкость течет по созданной трещине. Обычно загуститель, такой как полисахаридный загуститель, используется для превращения в гель разрывающей жидкости для обеспечения высокой вязкости, необходимой для получения максимальной выгоды от разрывающего процесса.
После того как разрывающая жидкость высокой вязкости была закачана в формацию и произошел разрыв формации, желательно удалить жидкость из формации, чтобы позволить добычу углеводородов из новых трещин. Обычно удаление разрывающей жидкости высокой вязкости выполняется путем «разрушения» геля или, другими словами, путем превращения разрывающей жидкости в жидкость низкой вязкости. Разрушение загущенной разрывающей жидкости обычно выполняется путем добавления «разрушителя», т.е. агента, понижающего вязкость, в жидкость для гидроразрыва перед ее закачкой в подземную формацию.
Окисляющие разрушители, такие как пероксиды, персульфаты, пербораты, галогенводородные оксикислоты, галогенводородные оксианионы, используются для разрушения водных разрывающих (для гидроразрыва) или обрабатывающих жидкостей при температуре выше 250°F путем окислительной деполимеризации основной цепи полимера. Однако в некоторых температурных режимах эти окисляющие агенты могут быть в целом неэффективными для разрушения вязкости в пределах приемлемого периода времени. Например, при использовании хлористой кислоты в качестве окисляющего разрушителя при температуре ниже примерно 250°F требуется активатор для разрушения полимера за приемлемое время. Ион меди, хелатированный этилендиаминтетрауксусной кислотой (EDTA), может обеспечить требуемую активацию, однако в будущем использование ионов переходных металлов, особенно в океанических буровых установках, может стать менее приемлемым с точки зрения охраны окружающей среды.
Таким образом, желательно обеспечить безвредные по отношению к окружающей среде активаторы, которые позволят эффективно применять хлористую кислоту и другие окисляющие разрушители для обеспечения управляемых разрушений загущенных флюидов (жидкостей) при температуре ниже примерно 250°F.
Описание изобретения
Настоящее изобретение предлагает способы использования водных обрабатывающих и разрывающих жидкостей (жидкостей для гидроразрыва) при обработке подземных формаций и составы водных обрабатывающих и разрывающих жидкостей, которые удовлетворяют описанным выше потребностям и преодолевают недостатки предшествующего уровня техники. Способы обработки подземных формаций включают следующие этапы. Получают состав водной обрабатывающей жидкости, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Водные обрабатывающие жидкости нагнетаются в ствол скважины для обработки подземной формации.
Способы формирования одной или более трещин в подземной формации, пройденной стволом скважины, включают следующие этапы. Получают состав водной разрывающей жидкости, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Разрывающая жидкость вводится в подземную зону через ствол скважины при условиях, эффективных для создания там, по меньшей мере, одной трещины.
Составы водных обрабатывающих жидкостей данного изобретения для использования при обработке и разрыве подземной формации, по существу, содержат следующее: полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающие сахара, и воду.
Объекты, отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения последующего описания предпочтительных вариантов осуществления.
Описание предпочтительных вариантов осуществления
Предпочтительные способы настоящего изобретения для обработки подземных формаций, по существу, включают следующие этапы. Получают состав водной обрабатывающей жидкости, содержащей полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Водная обрабатывающая жидкость нагнетается в ствол скважины для обработки подземной формации.
Загуститель, используемый в настоящем изобретении, включает в себя натуральные, модифицированные и дериватизированные полисахариды, способные растворяться, диспергировать или набухать в водной жидкости для добавления жидкости вязкости. Подходящие загустители включают в себя, но не ограничены ими, гуар, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, ксантан, целлюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу и карбоксиметилцеллюлозу.
Химический состав и материалы, используемые при получении загущенных полисахаридных обрабатывающих жидкостей, типа тех, что описаны выше, хорошо известны специалистам в данной области техники. Обычно количество загустителя, используемого в водной обрабатывающей жидкости, зависит от желаемой вязкости. Загуститель предпочтительно присутствует в водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2% по массе, более предпочтительно от примерно 0,18% до примерно 0,95%.
Водная обрабатывающая жидкость может включать в себя химикаты для дополнительного улучшения вязкости путем сшивки загустителя. Примеры таких сшивающих химикатов включают в себя бораты, цирконий, титан, алюминий, кальций, магний и любой из ионов переходных металлов и органические сшивающие агенты, подобные глутаральдегиду, которые способны создавать сшитые структуры с используемым конкретным загустителем, и известны специалистам в данной области.
Водная обрабатывающая жидкость часто включает в себя соли, такие как алкиламмониевые хлориды, хлорид натрия, хлорид калия и другие агенты, известные специалистам в данной области техники, для минимизации набухания глин и рисков повреждения подземной формации. Водная обрабатывающая жидкость также может включать в себя любые другие обычные добавки, такие как pH-регуляторы, бактерициды, антикоагулянты глин, поверхностно-активные вещества и тому подобное, которые не вступают в неблагоприятные реакции с другими компонентами по изобретению.
Разрушитель, используемый в водной обрабатывающей жидкости данного изобретения, является окисляющим разрушителем, включающим в себя, но не ограничен ими, пероксиды, персульфаты, пербораты, галогенводородные оксикислоты и галогенводородные оксианионы. Оксикислотами и оксианионами хлора являются, например, гипохлористая кислота и гипохлориты, хлористая кислота и хлориты, хлорноватая кислота и хлораты, перхлорная кислота и перхлораты. Окисляющим разрушителем предпочтительно является хлористая кислота или гипохлористая кислота. Хлористая кислота коммерчески доступна от компании Halliburton of Duncan, OK, под торговой маркой VICON™.
Разрушитель уменьшает или «разрушает» вязкость загущенных растворов. Количество используемого разрушителя зависит от таких факторов, как требуемое время нагнетания, загуститель и его концентрации, температуры формации и других факторов. Разрушитель предпочтительно присутствует в водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005% до примерно 0,25% по массе. Более предпочтительно, чтобы добиться разрушения вязкости жидкости в течение от примерно 1 до примерно 24 часов, концентрация разрушителя находится в интервале от примерно 0,01% до примерно 0,2%.
Ниже примерно 250°F окисляющие разрушители часто требуют активации для действия в течение приемлемого времени. Было открыто, что восстанавливающие сахара могут активировать окисляющие разрушители. Термин «восстанавливающий(е) сахар(а)», использующийся в настоящем изобретении, определен как включающий в себя моносахаридные восстанавливающие сахара, дисахаридные восстанавливающие сахара, трисахаридные восстанавливающие сахара, тетрасахаридные восстанавливающие сахара, пентасахаридные восстанавливающие сахара, гексасахаридные восстанавливающие сахара, а также полисахариды с более чем шестью повторяющимися звеньями и имеющие восстанавливающий сахар в качестве концевых групп. Восстанавливающий сахар является предпочтительно моносахаридом, дисахаридом или трисахаридом. Конкретные примеры подходящих восстанавливающих сахаров - активаторов разрушителей включают в себя, но не ограничены ими, фруктозу, галактозу, глюкозу, маннозу, аллозу, альтрозу, идозу, талозу, гулозу, лактозу, сорбозу, мальтозу, палатинозу, туранозу и мальтотриозу. Более предпочтительно восстанавливающий сахар является фруктозой, галактозой, мальтозой или лактозой и наиболее предпочтительно фруктозой или галактозой. Фруктоза, например, коммерчески доступна от компании Aldrich, St. Louis, MO.
Количество используемого восстанавливающего сахара определяется количеством, требуемым для активации окисляющего разрушителя. Что касается разрушителя, требуемое количество восстанавливающего сахара зависит от таких факторов, как требуемое время нагнетания, загуститель и его концентрация, температура формации и других факторов. Восстанавливающий сахар предпочтительно присутствует в водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе от окисляющего разрушителя, более предпочтительно от примерно 0,5% до примерно 50%.
Реакция разрушения вязкости может быть дополнительно кинетически усилена при температурах настолько низких, как примерно 140°F, путем добавления обычных активаторов к активатору разрушителя на основе восстанавливающего сахара и окисляющему разрушителю. Такие обычные активаторы включают в себя, но не ограничены ими, ион меди, хелатированный этилендиаминтетрауксусной кислотой (EDTA), аминокарбоксилаты, диамины и подобные соединения, хорошо известные специалистам в данной области техники.
В случае использования обычный активатор предпочтительно присутствует в составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 1% по массе, более предпочтительно от примерно 0,25% до примерно 0,4%.
Реакция разрушения вязкости может быть дополнительно кинетически усилена путем добавления солей железа, предпочтительно хлорида железа(II) или хлорида железа(III), к активатору разрушителя на основе восстанавливающего сахара и окисляющему разрушителю. Было открыто, что соли железа катализируют реакцию разрушения вязкости. Катализаторы на основе соли железа являются эффективными при температуре такой низкой, как примерно 140°F, и могут быть добавлены в сочетании с обычными активаторами или сами по себе. При использовании катализатор на основе соли железа предпочтительно присутствует в составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 м.д. до примерно 100 м.д.
Используемая вода для составов водной обрабатывающей жидкости по изобретению может быть пресной водой или соленой водой в зависимости от требуемой конкретной плотности состава. Термин «соленая вода» используется здесь для обозначения ненасыщенной соленой воды или насыщенной соленой воды, включая рассолы и морскую воду. Обычно вода присутствует в составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 80% до примерно 99,5% по массе, более предпочтительно от 90% до 99%.
Данное изобретение также предлагает улучшенный способ формирования одной или более трещин в подземной формации, пройденной стволом скважины. Улучшенный способ включают следующие этапы. Получают состав водной разрывающей жидкости, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Разрывающая жидкость имеет вязкость, подходящую для разрыва формации в соответствии со способами разрыва, известными специалистам в данной области техники.
Разрывающая жидкость вводится в подземную зону через ствол скважины при условиях, эффективных для создания там, по меньшей мере, одной трещины.
Расклинивающий наполнитель предпочтительно смешивается с разрывающей жидкостью до инициирования процесса разрыва. Когда вязкость разрывающей жидкости уменьшилась («разрушилась») достаточно, материал расклинивающего наполнителя осаждается в одной или более образованных трещинах. Материал расклинивающего наполнителя продолжает удерживать трещину(ы) открытой(ми), пока разрывающая жидкость доставляется наряду с жидкостями формации обратно на поверхность. Расклинивающие наполнители предпочтительно присутствуют в составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,5 фунтов на галлон разрывающей жидкости до примерно 25 фунтов на галлон, и более предпочтительно от примерно 1 фунта на галлон до примерно 15 фунтов на галлон.
Составы водной обрабатывающей жидкости по изобретению содержат полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Специалисты в данной области техники должны понимать, что различные обычные добавки могут быть включены в состав водной обрабатывающей жидкости, такие как pH-регуляторы, бактерициды, антикоагулянты глин, поверхностно-активные вещества и тому подобное, которые не вступают в неблагоприятные реакции с другими компонентами по изобретению.
Предпочтительный способ данного изобретения для обработки подземной формации включает следующие этапы: (a) получения состава водной обрабатывающей жидкости, содержащего полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду; и (b) нагнетание водной обрабатывающей жидкости в ствол скважины для обработки подземной формации.
Состав водной обрабатывающей жидкости по изобретению для использования при обработке подземных формаций, пройденных стволом скважины, содержит полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду.
Для дополнительной иллюстрации способов и составов по изобретению приведены следующие примеры.
Пример 1
Следующий набор экспериментов иллюстрирует использование восстанавливающих сахаров в качестве активаторов разрушителей для жидкостей на основе гуара при температуре 190°F с использованием хлористой кислоты в качестве разрушителя. Приведенная ниже таблица 1 содержит список измерений вязкости для одной жидкости на основе вязкого гуара с хлористой кислотой, и с хлористой кислотой, активированной каждым из восстанавливающих сахаров: галактозой, лактозой и фруктозой. Хлористая кислота была добавлена при дозировке 5 галлонов на 1000 галлонов гуар-загущенного обрабатывающего раствора, и вязкость измерялась во времени. Использовалась хлористая кислота VICON™ от Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, OK. Значения вязкости для каждой пробы приведены в таблице 1, и составы проб приведены после таблицы. Как можно видеть, хлористая кислота эффективно активируется каждым из восстанавливающих сахаров.
| Таблица 1 | ||||||
| Активация Vicon восстанавливающим сахаром по измеренной вязкости (сП) обрабатывающей жидкости на основе гуара при 190°F | ||||||
| Прошедшее время, мин | Температура, °F | Проба I | II | III | IV | V |
| 0 | 81 | 13 | 15 | 18 | 23 | 20 |
| 30 | 190 | 479 | 433 | 441 | 339 | 283 |
| 60 | 190 | 368 | 277 | 216 | 168 | 101 |
| 90 | 190 | 301 | 208 | 91 | 74 | <26 |
| 120 | 190 | 278 | 145 | 16 | 9 | |
| 150 | 190 | 252 | 100 | 3 | ||
| 180 | 190 | 238 | 48 | |||
| I. Чистый (без разрушителя или активатора) | ||||||
| II. 5,0 галлонов VICON на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||
| III. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта галактозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||
| IV. 5,0 галлонов VICON, 1,0 фунт лактозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||
| V. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта фруктозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||
Тестовая обрабатывающая жидкость, используемая в таблице 1, также содержала следующие химикаты, коммерчески доступные от компании Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, ОК: 25 фунтов на 1000 галлонов гуаровой смолы марки WG-19™; 2,5 галлона на 1000 галлонов борной кислоты марки BC-140™; 0,1 галлон на 1000 галлонов уксусной кислоты марки BA-20™; и 2,0 галлона на 1000 галлонов алкоксилированного нонилфенола марки LoSurf-300™. Измерения вязкости были выполнены при 190°F и 95 об/мин (скорость сдвига 81 сек-1) на вискозиметре Nordman Instruments 5004 Series, Model 50 с насадкой B5X.
Пример 2
Второй набор экспериментов, подобный описанному в примере 1, был проведен при температуре в 160°F. При этой температуре хлористая кислота требует активации для действия в течение приемлемого времени. Результаты измерений вязкости приведены в таблице 2, и составы проб приведены после таблицы. Значения вязкости, представленные в таблице 2, иллюстрируют способность восстанавливающих сахаров активировать разрушитель хлористую кислоту даже при такой низкой температуре. Тест VI включал в себя диэтилентриамин (CAT-4™, коммерчески доступный от Halliburton of Duncan, OK) в качестве обычного катализатора, демонстрирующего совместимость с сахаром.
| Таблица 2 | |||||||
| Активация Vicon восстанавливающим сахаром по измеренной вязкости (сП) обрабатывающей жидкости на основе гуара при 160°F | |||||||
| Прошедшее время, мин | Температура, °F | Проба I | II | III | IV | V | VI |
| 0 | 78 | 329 | 1059 | 916 | 869 | 1096 | 1286 |
| 30 | 161 | 591 | 420 | 343 | 271 | 235 | 260 |
| 60 | 161 | 454 | 393 | 289 | 122 | 99 | 114 |
| 90 | 161 | 429 | 347 | 203 | 78 | 71 | 61 |
| 120 | 161 | 419 | 303 | 172 | 57 | 47 | 39 |
| 150 | 161 | 404 | 235 | 144 | 41 | 32 | 28 |
| 180 | 161 | 347 | 203 | 119 | 28 | 22 | 17 |
| I. Чистый (без разрушителя или активатора) | |||||||
| II. 5,0 галлонов VICON на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | |||||||
| III. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта лактозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | |||||||
| IV. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта галактозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | |||||||
| V. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта фруктозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | |||||||
| VI. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта фруктозы и 0,1 галлона 10% обрабатывающего раствора CAT-4™ на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | |||||||
Тестовая обрабатывающая жидкость, используемая в таблице 2, также содержала следующие химикаты: 25 фунтов на 1000 галлонов гуаровой смолы марки WG-19™; 2,5 галлона на 1000 галлонов борной кислоты марки BC-140™; 0,1 галлон на 1000 галлонов уксусной кислоты марки BA-20™; и 2,0 галлона на 1000 галлонов алкоксилированного нонилфенола марки LoSurf-300™. Измерения вязкости были выполнены при 190°F и 95 об/мин (скорость сдвига 81 сек-1) на вискозиметре Nordman Instruments 5004 Series, Model 50 с насадкой B5X.
Пример 3
Следующий эксперимент иллюстрирует использование восстанавливающего сахара галактозы вместе с катализатором - хлоридом железа в качестве активатора разрушителя для жидкости на основе гуара при температуре примерно 140°F. Хлористая кислота была добавлена при дозировке 5 галлонов на 1000 галлонов гуар-загущенного обрабатывающего раствора, и вязкость измерялась во времени. Использовалась хлористая кислота VICON™ от Halliburton Energy Services, Inc. Duncan, OK. Значения вязкости для каждой пробы приведены в таблице 3, и составы проб приведены после таблицы. Проба I в таблице 3 показывает, что при температуре примерно 140°F хлористая кислота сама по себе не является эффективным разрушителем. Точно так же, сочетание хлористой кислоты с хлоридом железа(II), хлоридом железа(II) с галактозой и хлористой кислоты с галактозой дают незначительное разрушение вязкости. Однако, как ясно продемонстрировано пробами V-VII, хлорид железа катализирует реакцию хлористой кислоты и восстанавливающего сахара до быстрого разрушения загущенной жидкости.
| Таблица 3 | ||||||||
| Катализ железом реакции Vicon и активатора восстанавливающего сахара галактозы по измеренной вязкости (сП) обрабатывающей жидкости на основе гуара | ||||||||
| Прошедшее время, мин | Температура, °F | Проба I | II | III | IV | V | VI | VII |
| 0 | 78 | 1454 | 823 | 1636 | 1032 | 1550 | 656 | 1309 |
| 30 | 141 | 472 | 437 | 467 | 574 | 307 | 251 | 200 |
| 60 | 141 | 511 | 303 | 325 | 554 | 108 | 185 | 11 |
| 90 | 141 | 461 | 272 | 287 | 533 | 50 | 8 | |
| 120 | 141 | 435 | 248 | 259 | 487 | 27 | ||
| 150 | 141 | 398 | 234 | 242 | 438 | |||
| 180 | 141 | 373 | 203 | 210 | 411 | |||
| I. 5,0 галлонов VICON на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
| II. 5,0 галлонов VICON, 0,08 фунта FeCl2 на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
| III. 0,32 фунта FeCl2, 2,0 фунта галактозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
| IV. 5,0 галлонов VICON, 3,0 фунта галактозы на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
| V. 5,0 галлонов VICON, 3,0 фунта галактозы, 0,08 фунта FeCl2 на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
| VI. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта галактозы, 0,16 фунта FeCl2 на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
| VII. 5,0 галлонов VICON, 2,0 фунта галактозы, 0,32 фунта FeCl2 на 1000 галлонов обрабатывающего раствора | ||||||||
Тестовая обрабатывающая жидкость, используемая в таблице 3, также содержала следующие химикаты, коммерчески доступные от компании Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, OK: 25 фунтов на 1000 галлонов гуаровой смолы марки WG-19™; 7,0% KCl; 3,0 галлона на 1000 галлонов борной кислоты марки BC-140™; 0,05 галлона на 1000 галлонов уксусной кислоты марки BA-20™; и 2,0 галлона на 1000 галлонов алкоксилированного нонилфенола марки LOSURF-300™. Измерения вязкости были выполнены при 160°F и 95 об/мин (скорость сдвига 81 сек-1) на вискозиметре Nordman Instruments 5004 Series, Model 50 с насадкой B5X.
Claims (44)
1. Способ обработки подземной формации, включающий этапы:
(a) получения состава водной обрабатывающей жидкости, содержащего полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду,
(b) нагнетания указанной водной обрабатывающей жидкости в ствол скважины для обработки упомянутой подземной формации.
2. Способ по п.1, в котором упомянутый загуститель выбран из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантана, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы и карбоксиметилцеллюлозы.
3. Способ по п.1, в котором упомянутый загуститель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2% по массе.
4. Способ по п.1, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из пероксидов, персульфатов, перборатов, галогенводородных оксикислот, галогенводородных оксианионов.
5. Способ по п.1, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из хлористой кислоты и гипохлористой кислоты.
6. Способ по п.1, в котором упомянутый окисляющий разрушитель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005% до примерно 0,25% по массе.
7. Способ по п.1, в котором упомянутый активатор разрушителя является восстанавливающим сахаром, выбранным из группы, состоящей из моносахаридных, дисахаридных и трисахаридных восстанавливающих сахаров.
8. Способ по п.1, в котором упомянутый активатор разрушителя присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе обрабатывающей жидкости.
9. Способ по п.1, в котором упомянутый активатор разрушителя выбран из группы, состоящей из галактозы, фруктозы, мальтозы и лактозы, и присутствует в составе упомянутой разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе разрывающей жидкости.
10. Способ по п.1, в котором упомянутый состав водной обрабатывающей жидкости дополнительно содержит обычный активатор, выбранный из группы, состоящей из ионов меди, хелатированных этилендиаминтетрауксусной кислотой, аминокарбоксилатов и диаминов.
11. Способ по п.10, в котором упомянутый обычный активатор присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 1% по массе.
12. Способ по п.1, в котором упомянутый состав водной обрабатывающей жидкости дополнительно содержит катализатор на основе соли железа.
13. Способ по п.12, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа выбран из группы, состоящей из хлорида железа(II) и хлорида железа(III).
14. Способ по п.12, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 м.д. до примерно 100 м.д. по массе.
15. Способ формирования одной или более трещин в подземной формации, пройденной стволом скважины, включающий этапы (a) получения состава водной разрывающей жидкости, содержащего полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду, и
(b) введения упомянутой разрывающей жидкости в упомянутую подземную зону через упомянутый ствол скважины при условиях, эффективных для создания там, по меньшей мере, одной трещины.
16. Способ по п.15, в котором упомянутый загуститель выбран из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантана, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы и карбоксиметилцеллюлозы.
17. Способ по п.15, в котором упомянутый загуститель присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2% по массе.
18. Способ по п.15, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из пероксидов, персульфатов, перборатов, галогенводородных оксикислот и галогенводородных оксианионов.
19. Способ по п.15, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из хлористой кислоты и гипохлористой кислоты.
20. Способ по п.15, в котором упомянутый окисляющий разрушитель присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005% до примерно 0,25% по массе.
21. Способ по п.15, в котором упомянутый активатор разрушителя является восстанавливающим сахаром, выбранным из группы, состоящей из моносахаридных, дисахаридных и трисахаридных восстанавливающих сахаров.
22. Способ по п.15, в котором упомянутый активатор разрушителя присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе обрабатывающей жидкости.
23. Способ по п.15, в котором упомянутый активатор разрушителя выбран из группы, состоящей из галактозы, фруктозы, мальтозы и лактозы, и присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе разрывающей жидкости.
24. Способ по п.15, в котором упомянутый состав разрывающей жидкости дополнительно содержит обычный активатор, выбранный из группы, состоящей из ионов меди, хелатированных этилендиаминтетрауксусной кислотой, аминокарбоксилатов и диаминов.
25. Способ по п.24, в котором упомянутый обычный активатор присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 1% по массе.
26. Способ по п.15, в котором упомянутый состав разрывающей жидкости дополнительно содержит катализатор на основе соли железа.
27. Способ по п.26, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа выбран из группы, состоящей из хлорида железа(II) и хлорида железа(III).
28. Способ по п.26, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 м.д. до примерно 100 м.д. по массе.
29. Способ по п.15, в котором упомянутый состав разрывающей жидкости дополнительно содержит материал расклинивающего наполнителя.
30. Состав водной обрабатывающей жидкости для использования при обработке подземной формации, пройденной стволом скважины, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду.
31. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый загуститель выбран из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантана, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы и карбоксиметилцеллюлозы.
32. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый загуститель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2% по массе.
33. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из пероксидов, персульфатов, перборатов, галогенводородных оксикислот и галогенводородных оксианионов.
34. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из хлористой кислоты и гипохлористой кислоты.
35. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый окисляющий разрушитель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005% до примерно 0,25% по массе.
36. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый активатор разрушителя является восстанавливающим сахаром, выбранным из группы, состоящей из моносахаридных, дисахаридных и трисахаридных восстанавливающих сахаров.
37. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый активатор разрушителя присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе обрабатывающей жидкости.
38. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый активатор разрушителя выбран из группы, состоящей из галактозы, фруктозы, мальтозы и лактозы, и присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе разрывающей жидкости.
39. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, дополнительно содержащий обычный активатор, выбранный из группы, состоящей из ионов меди, хелатированных этилендиаминтетрауксусной кислотой, аминокарбоксилатов и диаминов.
40. Состав обрабатывающей жидкости по п.39, в котором упомянутый обычный активатор присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 1% по массе.
41. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый состав водной обрабатывающей жидкости дополнительно содержит катализатор на основе соли железа.
42. Состав обрабатывающей жидкости по п.41, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа выбран из группы, состоящей из хлорида железа(II) и хлорида железа(III).
43. Состав обрабатывающей жидкости по п.41, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 м.д. до примерно 100 м.д. по массе.
44. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, дополнительно содержащий материал расклинивающего наполнителя.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/447,814 US7262154B2 (en) | 2003-05-29 | 2003-05-29 | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US10/447,814 | 2003-05-29 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005141435A RU2005141435A (ru) | 2006-06-27 |
| RU2338872C2 true RU2338872C2 (ru) | 2008-11-20 |
Family
ID=33451338
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005141435/03A RU2338872C2 (ru) | 2003-05-29 | 2004-05-14 | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7262154B2 (ru) |
| EP (1) | EP1639231A1 (ru) |
| CA (1) | CA2526673C (ru) |
| NO (1) | NO20055641L (ru) |
| RU (1) | RU2338872C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004106698A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471847C2 (ru) * | 2010-04-12 | 2013-01-10 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ ЭлЭлСи | Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва |
| US8361936B2 (en) | 2007-09-28 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method |
| RU2487157C2 (ru) * | 2011-08-10 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФОРЭС-Химия" | Состав для деструкции сшитого геля на основе гуаровой смолы |
| RU2569384C2 (ru) * | 2011-06-22 | 2015-11-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6617285B2 (en) | 2001-07-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid |
| US7398826B2 (en) | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US7262154B2 (en) | 2003-05-29 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US7216704B2 (en) * | 2003-05-29 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| BRPI0807457A2 (pt) * | 2007-01-23 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Serv Inc | Composição, e, método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea |
| US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
| US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
| US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
| AR063178A1 (es) | 2007-06-28 | 2008-12-30 | Mi Llc | Geles degradables en aplicaciones de aislamiento de zonas. |
| EP2300558A4 (en) * | 2008-06-02 | 2011-11-23 | Univ Texas | METHOD FOR TREATING CARBON HYDROGEN INFORMATION, A DRILL, AND PARTICLES |
| US8470747B2 (en) | 2008-10-20 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carboxylic acid and oxidizer clean-up compositions and associated methods of use in subterranean applications |
| US9714378B2 (en) | 2008-10-29 | 2017-07-25 | Basf Se | Proppant |
| AU2009309692B2 (en) | 2008-10-29 | 2015-02-05 | Basf Se | A proppant |
| US9018142B2 (en) | 2008-12-18 | 2015-04-28 | Peroxychem Llc | Oil-field biocide method utilizing a peracid |
| US9574437B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole use |
| US10550319B2 (en) | 2013-04-05 | 2020-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US10329478B2 (en) | 2014-12-18 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3714088A (en) * | 1971-02-24 | 1973-01-30 | Imp Paper Co | Process for the production of latex coated cyanamide-formaldehyde modified cellulosic pulp fibers |
| US3760881A (en) | 1971-05-24 | 1973-09-25 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells with fluids containing complexes |
| US4144179A (en) | 1975-07-21 | 1979-03-13 | Halliburton Company | Composition for treating low temperature subterranean well formations |
| US4552674A (en) | 1983-08-19 | 1985-11-12 | Fmc Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
| US4552215A (en) | 1984-09-26 | 1985-11-12 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
| US5877127A (en) * | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
| US5420174A (en) | 1992-11-02 | 1995-05-30 | Halliburton Company | Method of producing coated proppants compatible with oxidizing gel breakers |
| US5445223A (en) * | 1994-03-15 | 1995-08-29 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
| JPH10175874A (ja) * | 1996-12-19 | 1998-06-30 | Suntory Ltd | 抗アレルギー剤 |
| CA2284911C (en) * | 1997-03-19 | 2006-10-24 | Cultor Food Science, Inc. | Polymerization of mono-and disaccharides using low levels of mineral acids |
| US7328744B2 (en) | 2001-02-23 | 2008-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| JP3694733B2 (ja) * | 2000-06-29 | 2005-09-14 | 独立行政法人農業・生物系特定産業技術研究機構 | 抗アレルギー剤 |
| US6488091B1 (en) | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
| US6617285B2 (en) * | 2001-07-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid |
| US7078370B2 (en) * | 2001-09-19 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid |
| US20030092584A1 (en) * | 2001-11-13 | 2003-05-15 | Crews James B. | Deep water completions fracturing fluid compositions |
| US7256160B2 (en) * | 2001-11-13 | 2007-08-14 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing fluids for delayed flow back operations |
| US7262154B2 (en) | 2003-05-29 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
-
2003
- 2003-05-29 US US10/447,814 patent/US7262154B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-05-14 RU RU2005141435/03A patent/RU2338872C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-05-14 EP EP04733010A patent/EP1639231A1/en not_active Withdrawn
- 2004-05-14 CA CA002526673A patent/CA2526673C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-14 WO PCT/GB2004/002091 patent/WO2004106698A1/en active Application Filing
-
2005
- 2005-11-29 NO NO20055641A patent/NO20055641L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8361936B2 (en) | 2007-09-28 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method |
| RU2471847C2 (ru) * | 2010-04-12 | 2013-01-10 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ ЭлЭлСи | Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва |
| RU2569384C2 (ru) * | 2011-06-22 | 2015-11-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
| RU2621236C1 (ru) * | 2011-06-22 | 2017-06-01 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
| RU2621233C1 (ru) * | 2011-06-22 | 2017-06-01 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости |
| RU2487157C2 (ru) * | 2011-08-10 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФОРЭС-Химия" | Состав для деструкции сшитого геля на основе гуаровой смолы |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20055641L (no) | 2005-12-29 |
| RU2005141435A (ru) | 2006-06-27 |
| WO2004106698A1 (en) | 2004-12-09 |
| NO20055641D0 (no) | 2005-11-29 |
| EP1639231A1 (en) | 2006-03-29 |
| CA2526673C (en) | 2009-05-12 |
| CA2526673A1 (en) | 2004-12-09 |
| US20040242430A1 (en) | 2004-12-02 |
| US7262154B2 (en) | 2007-08-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2338872C2 (ru) | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей | |
| US7497263B2 (en) | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids | |
| US5669447A (en) | Methods for breaking viscosified fluids | |
| US5950731A (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| RU2459071C2 (ru) | Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ | |
| NO326894B1 (no) | Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid. | |
| EA015579B1 (ru) | Способы обработки подземных пластов растворами, основанными на гетерополисахаридах | |
| US7216704B2 (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| US10450499B2 (en) | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment | |
| RU2347069C2 (ru) | Способ очистки трещины гидроразрыва | |
| EA027994B1 (ru) | Сшивающие агенты для жидкостей гидроразрыва | |
| EP1091086A1 (en) | Aqueous gelled compositions for treating wells | |
| EP0677642A2 (en) | Method of breaking downhole viscosified fluids | |
| US5669446A (en) | Methods for breaking viscosified fluids | |
| US20150129231A1 (en) | Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| US20160230068A1 (en) | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| US9834715B2 (en) | Dual-purpose viscosifier and surface active additives and methods of use | |
| CN103215028B (zh) | 全悬浮压裂液及其压裂施工方法 | |
| RU2530801C2 (ru) | Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта | |
| US11866644B1 (en) | Fracturing fluid based on oilfield produced fluid | |
| RU2757626C1 (ru) | Блокирующий биополимерный состав | |
| MX2008009485A (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160515 |