RU2453576C2 - Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов - Google Patents
Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453576C2 RU2453576C2 RU2008127408/03A RU2008127408A RU2453576C2 RU 2453576 C2 RU2453576 C2 RU 2453576C2 RU 2008127408/03 A RU2008127408/03 A RU 2008127408/03A RU 2008127408 A RU2008127408 A RU 2008127408A RU 2453576 C2 RU2453576 C2 RU 2453576C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- linear
- alkyl
- viscoelastic composition
- fluid
- sulfonate
- Prior art date
Links
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 title description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 85
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 71
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 9
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 21
- -1 erucil Chemical group 0.000 claims description 21
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 17
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 17
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 16
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 claims description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 7
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims description 6
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- 235000019737 Animal fat Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 4
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 4
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 4
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003925 fat Substances 0.000 claims description 3
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 claims description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical class OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 3
- 125000004417 unsaturated alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- LNETULKMXZVUST-UHFFFAOYSA-N 1-naphthoic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 LNETULKMXZVUST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 claims description 2
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 2
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 claims description 2
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 2
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical class Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 2
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003893 lactate salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000002688 maleic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 claims description 2
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001392 phosphorus oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- LFGREXWGYUGZLY-UHFFFAOYSA-N phosphoryl Chemical class [P]=O LFGREXWGYUGZLY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000005498 phthalate group Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003873 salicylate salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 claims 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims 3
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FKCMADOPPWWGNZ-YUMQZZPRSA-N [(2r)-1-[(2s)-2-amino-3-methylbutanoyl]pyrrolidin-2-yl]boronic acid Chemical compound CC(C)[C@H](N)C(=O)N1CCC[C@H]1B(O)O FKCMADOPPWWGNZ-YUMQZZPRSA-N 0.000 claims 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 claims 1
- 150000002780 morpholines Chemical class 0.000 claims 1
- 150000003053 piperidines Chemical class 0.000 claims 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 abstract description 3
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 17
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N chloromethane Chemical compound ClC NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 3
- YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 1,3-benzothiazole-2-thiol Chemical compound C1=CC=C2SC(S)=NC2=C1 YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BSKHPKMHTQYZBB-UHFFFAOYSA-N 2-methylpyridine Chemical compound CC1=CC=CC=N1 BSKHPKMHTQYZBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FKNQCJSGGFJEIZ-UHFFFAOYSA-N 4-methylpyridine Chemical compound CC1=CC=NC=C1 FKNQCJSGGFJEIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical class CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical group 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229940050176 methyl chloride Drugs 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 2-(propan-2-ylamino)ethanol Chemical compound CC(C)NCCO RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KDVYCTOWXSLNNI-UHFFFAOYSA-N 4-t-Butylbenzoic acid Chemical compound CC(C)(C)C1=CC=C(C(O)=O)C=C1 KDVYCTOWXSLNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 244000166675 Cymbopogon nardus Species 0.000 description 1
- 235000018791 Cymbopogon nardus Nutrition 0.000 description 1
- 235000013830 Eruca Nutrition 0.000 description 1
- 241000801434 Eruca Species 0.000 description 1
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005069 Extreme pressure additive Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XAQHXGSHRMHVMU-UHFFFAOYSA-N [S].[S] Chemical compound [S].[S] XAQHXGSHRMHVMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229940124350 antibacterial drug Drugs 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007798 antifreeze agent Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001638 boron Chemical class 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 1
- 239000002781 deodorant agent Substances 0.000 description 1
- 230000000249 desinfective effect Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003017 phosphorus Chemical class 0.000 description 1
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 1
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003152 propanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 230000005070 ripening Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000012748 slip agent Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid group Chemical class S(O)(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012956 testing procedure Methods 0.000 description 1
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. Вязкоупругая композиция для использования в подземных формациях включает, по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин приведенной формулы и, по меньшей мере, одну указанную содобавку при их соотношении по весу от 1000:1 до 5:1. Флюид на водной основе для применения в месторождении нефти включает указанную композицию. Состав рассола высокой плотности для месторождения нефти включает от 30% до 70 вес.% органической и/или неорганической соли и указанную выше композицию. Флюид заканчивания месторождения нефти в виде рассола высокой плотности содержит от 30 вес.% до 70 вес.%, по меньшей мере, одной неорганической или органический соли, от 0,1 вес.% до 4 вес.%, по меньшей мере, одного катионного поверхностно-активного вещества из приведенной группы и по меньшей мере, одну содобавку из приведенной группы. Способ образования трещин подземной формации включает обеспечение загустевшего флюида для гидроразрыва на водной основе, включающего водную среду и эффективное количество указанной выше композиции и закачку водного флюида через ствол скважины в подземную формацию при давлении, достаточном, чтобы разбить формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности модификации проницаемости подземных формаций. 5 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 пр.
Description
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к вязкоупругим составам и к способам и средствам для модификации реологического поведения водных флюидов, таких, как используются в бурении скважин, во флюидах для воздействия на пласт и подобных подземных операциях.
Уровень изобретения
Флюиды применяют в операциях бурения скважин, например, чтобы охлаждать и смазывать буровую коронку, отводить твердую выбуренную породу и другие обломки, суспендировать выбуренную породу и пустую породу, если столб флюида является статическим, регулировать подповерхностное давление, предотвращать сжатие или образование пустот, суспендировать расклинивающие средства и минимизировать повреждение до какой-либо потенциальной производственной зоны. В операциях воздействия (гидравлического) на пласт флюиды применяют для передачи давления от одного места к другому.
Буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт могут быть на водной или масляной основе. Как правило, буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт могут включать один или более загустителей, смазок и антикоррозийных добавок для водного флюида. Водный флюид может быть пресной водой или рассолом и может включать водные растворы кислот, щелочей, низших алканолов (метанола, этанола и пропанола), гликолей и тому подобное, при условии, что жидкость, смешивающаяся с водой, не воздействует неблагоприятно на вязкоупругие свойства водного флюида. Также включенными являются эмульсии несмешивающихся жидкостей в воде и водные суспензии твердых частиц, таких как глина.
Вязкоупругость является желательным реологическим признаком буровых флюидов, флюидов для ремонта скважин и для заканчивания скважин и флюидов для воздействия на пласт, которые могут быть обеспечены средствами модификации флюида, такими как полимерные средства и поверхностно-активные гелирующие средства.
Вязкоупругие флюиды представляют собой флюиды, которые показывают как упругое, так и вязкое поведение. Упругость определяют как мгновенный деформационный ответ материала на приложенное напряжение. Как только напряжение удаляют, материал возвращается к своему недеформированному равновесному состоянию. Этот тип поведения ассоциируется с твердыми телами. С другой стороны, вязкое поведение определяют как непрерывную деформацию, возникающую от приложенного напряжения. Через некоторое время скорость деформации (скорость сдвига или интенсивность деформации в целом) становится устойчивой. Как только напряжение удаляют, материал не возвращается в свое начальное недеформированное состояние. Этот тип поведения ассоциируется с жидкостями. Вязкоупругие флюиды могут вести себя как вязкая жидкость или упругое твердое тело, или их комбинация, в зависимости от примененного напряжения на систему и временных рамок наблюдения. Вязкоупругие флюиды показывают упругий ответ немедленно после того, как приложено напряжение. После начального упругого ответа ослабляется деформация, и флюид начинает течь в вязком режиме. Упругое поведение флюидов, как полагают, значительно помогает в транспорте твердых частиц. Вязкость вязкоупругого флюида может также меняться в зависимости от напряжения или интенсивности приложенной деформации. Однако в случае деформаций сдвига вязкость флюида падает с увеличивающейся скоростью сдвига или сдвигового напряжения. Это поведение обычно упоминается как "утончение сдвига". Вязкоупругость во флюидах, которая вызывается поверхностно-активными веществами, может проявлять поведение утончения сдвига. Например, когда такой флюид пропускают через насос или применяют вблизи вращающейся буровой коронки, флюид находится в условиях высокой скорости сдвига, и вязкость низка, что приводит к низким фрикционным давлениям и экономии энергии перекачки. Когда сдвиговое напряжение уменьшается, флюид возвращается к условию более высокой вязкости. Это происходит потому, что вязкоупругие свойства вызываются агрегациями поверхностно-активного вещества во флюиде. Эти агрегаты будут регулировать состояние флюида и будут образовывать различные агрегированные формы при различных сдвиговых напряжениях. Таким образом, можно иметь флюид, который ведет себя как высоковязкий флюид при низких скоростях сдвига и как низковязкий флюид при более высоких скоростях сдвига. Высоко-низкие сдвиго-скоростные вязкости хороши для транспорта твердых частиц.
Упругий компонент вязкоупругого флюида может также сказаться на значении предела текучести. Это позволяет вязкоупругому флюиду суспендировать нерастворимый материал, например песок или выбуренную породу, в течение большего интервала времени, чем вязкому флюиду той же самой кажущейся вязкости. Пределы текучести, которые слишком высоки, не являются хорошим качеством в бурении, поскольку могут сделать перезапуск буровой коронки очень трудным и вызвать состояние, называемое "прихваченной бурильной трубой".
Другой функцией модификаторов флюида в применении для бурения нефтяных скважин является модификация проницаемости. Вторичная регенерация нефти из резервуаров включает пополнение искусственными средствами естественной энергии, свойственной резервуару, чтобы извлечь нефть. Например, когда нефть находится в пористой породе, ее часто регенерируют, выталкивая флюидом, таким как рассол, подаваемым под давлением через одну или больше буровых скважин (скважину закачивания) в формации резервуара, чтобы заставить нефть идти в ствол скважины, из которой она может быть извлечена. Однако у породы часто есть области высокой и низкой проницаемости. Введенный рассол может найти свой путь через области высокой проницаемости, оставляя нерегенерированную нефть в областях низкой проницаемости.
Применялись разные способы, чтобы решить эту проблему. Например, патент США № 5101903 раскрывает способ для того, чтобы снизить проницаемость более проницаемой зоны подземной формации, имеющей неодинаковую проницаемость. Способ включает подачу в формацию смеси поверхностно-активного вещества и спирта, причем смесь подают в количестве, эффективном, чтобы снизить проницаемость более проницаемой зоны формации. Предпочтительное поверхностно-активное вещество представляет собой оксид амина, такой как оксид диметил(насыщенный алкил)амина, поставляемый в воде. Предложенный спирт представляет собой изопропиловый спирт (изопропанол). Способ может включать дальнейшую стадию подачи спиртовой порции, следующую за подачей смеси спирта и поверхностно-активного вещества.
Патент США № 4745976 раскрывает способ для частичного или полного блокирования областей высокой проницаемости резервуара. Способ основан на способности вызывать фазовые переходы в растворах поверхностно-активного вещества изменением противоионов или добавлением малых количеств различных поверхностно-активных веществ. Водный раствор ионного поверхностно-активного вещества может иметь вязкость, только немного отличающуюся от рассола, но увеличение концентрации соли или добавление многовалентного противоиона может заставить поверхностно-активное вещество образовать твердый осадок или образовать гелеподобную высоковязкую структуру. В способе по патенту США № 4745976 первый раствор поверхностно-активного вещества вводят в формацию вслед за водорастворимым вытеснительным флюидом, затем следует второй раствор поверхностно-активного вещества. На in situ смешивание двух растворов поверхностно-активного вещества влияет тенденция различных типов поверхностно-активного вещества двигаться с разными скоростями через резервуар. Составы первого и второго растворов поверхностно-активных веществ выбирают так, что после смешивания осажденная или гелеподобная структура будет формироваться, блокируя зону высокой проницаемости резервуара.
Сущность изобретения
В соответствии с настоящим изобретением реологию водного флюида изменяют способом, который включает добавление к указанному водному флюиду вязкоупругого состава в количестве, достаточном для формирования вязкоупругого флюида. Вязкоупругий состав по изобретению включает комбинацию i) по меньшей мере, одного четвертичного алкиламидоамина, и ii) по меньшей мере, одной совместно действующей добавки, включающей линейный С8-С24 алкил- и (или) альфа-олефинсульфат и (или) -сульфонат.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение, в целом, относится к вязкоупругому составу, который включает комбинацию i) по меньшей мере, одного четвертичного алкиламидоамина, и ii) по меньшей мере, одной совместно действующей добавки.
Четвертичный алкиламидоамин, применимый в вязкоупругом составе по изобретению, имеет общую формулу
в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, R3, R4 и R5 - независимо выбранные из C1-C6 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной цепи, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой приемлемый противоион. Альтернативно, R3, R4 и/или R5 вместе могут образовывать гетероциклическое ядро, содержащее до шести членов.
R1 предпочтительно получают из насыщенной алифатической цепи, полученной из естественных жиров или масел, имеющих йодное число от приблизительно 1 до приблизительно 140, предпочтительно от приблизительно 30 до приблизительно 90, и более предпочтительно от 40 до приблизительно 70. R1 может быть ограничен единственной длиной цепи или может быть смешанной длиной цепи, такой как цепи групп, полученные из естественных жиров и масел или нефтяного сырья. Предпочтительными являются алкил животного жира, отвержденный алкил животного жира, алкил рапсового масла, алкил отвержденного рапсового масла, эруковый алкил, алкил таллового масла, отвержденный алкил таллового масла, кокосовый алкил, олеил или соевый алкил; R2 представляет собой нормально-цепную или разветвленную, замещенную или незамещенную двухвалентную группу алкилена, содержащую от 2 до приблизительно 6 атомов углерода, предпочтительно 2-4 атома углерода и более предпочтительно 3 атома углерода. R3, R4 и R5, одинаковые или различные, выбирают из алкильной, арильной или гидроксиалкильной группы, содержащей от 1 до приблизительно 8 атомов углерода углеродистых атомов, и являются предпочтительно гидроксиэтилом или метилом. Альтернативно, R3, R4 и R5 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическое ядро, содержащее до 6 атомов. R5 представляет собой водород или C1-C4 алкильную или гидроксиалкильную группу, и X- представляет собой приемлемый противоион, включая, но не ограничиваясь ими, галогениды, оксо-ионы фосфора, серы или хлорид, органические анионы, включая, но не ограничиваясь ими, хлориды, бромиды, йодиды, оксиды фосфора, гипохлориты, фосфаты, оксиды серы, сульфаты, сульфиты, сульфонаты, фосфаты, ацетаты, карбоксилаты, хлораты, перхлораты, салицилаты, фталаты, лактаты, малеаты, глицинаты, цитраты, лимонную кислоту, молочную кислоту, салициловую кислоту, фталевую кислоту, бензойную кислоту, нафтойную кислоту, аминокислоты и тому подобное.
Определенные примеры четвертичных алкиламидоаминов, применяемых в заявленном составе, включают, но не ограничиваются ими, эруциламидопропилтриметиламмонийхлорид, изостеариламидопропилморфолин, диметилалкилглицеринаммонийхлорид и тому подобное.
В качестве второго компонента вязкоупругий состав по изобретению использует, по меньшей мере, одну совместно действующую добавку (содобавку) и (или) одно совместно действующее поверхностно-активное вещество (со-ПАВ). Содобавка действует так, чтобы усилить вязкость вязкоупругого геля вышеупомянутого четвертичного алкиламидоамина, особенно при повышенных температурах. Она также снижает время созревания вязкоупругого геля, чтобы сократить стадию получения такого геля в этой области техники. Предпочтительные содобавки включают, но не ограничиваются ими, сульфонаты, сульфаты, минеральные и органические кислоты. Особенно эффективные содобавки представляют собой линейные алкилсульфаты/сульфонаты, линейные альфа-олефинсульфаты/сульфонаты, линейные сульфонаты жирной кислоты и (или) линейные сульфосукцинаты, необязательно включающие один или больше сложноэфирных фрагментов. Предпочтительно эти сульфаты и сульфонаты имеют одну или больше C6-C24 групп, предпочтительно C10-C24 групп. Примерами являются продукты формулы, приведенной ниже
По различным причинам могут быть предпочтительными соли C6-С24, предпочтительно C10-С14 альфа-олефинсульфоната натрия.
Вышеупомянутый вязкоупругий состав реологически устойчив при температурах до приблизительно 150°C (300°F) и преимущественно образует вязкоупругие гели в рассолах низкой или высокой плотности с сильной упругостью, которые являются подходящими для переноса твердых материалов в подземных операциях.
Настоящее изобретение также относится к способу воздействия на пласт и (или) модификации проницаемости подземной формации вязкоупругим составом по изобретению, и к буровым флюидам, флюидам заканчивания скважины, флюидам ремонтных работ, подкисляющим составам и тому подобное, включающим вязкоупругий состав по настоящему изобретению. Вязкоупругие составы по настоящему изобретению могут также применяться, чтобы гелировать большинство других водных систем, таких как системы, используемые в чистящих составах, покрытиях из водоразбавляемого лакокрасочного материала, моющих составах, составах личной гигиены, составах асфальта на водной основе и тому подобное. Отношение четвертичного алкиламидоамина к содобавке в вязкоупругом составе по изобретению, по весу, изменяется от приблизительно 1000 до 1; в другом варианте - от 100 до 2; и в еще другом варианте - от 20 до 5. Вообще, интервал составляет от приблизительно 10:1 до приблизительно 3:1, в другом варианте - от 6:1 до приблизительно 4:1.
Водный вязкоупругий состав, особенно применимый в подземных работах, может быть получен добавлением одного или больше катионных гелирующих средств, таких, как описано ниже. Концентрация гелирующего средства в водном вязкоупругом составе находится обычно в интервале от приблизительно 0,5% до приблизительно 10 вес.%, предпочтительно от приблизительно 2% до приблизительно 8 вес.%, и более предпочтительно приблизительно от 3% приблизительно до 5 вес.% в расчете на общий вес состава. Концентрация содобавки в водном вязкоупругом составе находится обычно в интервале от приблизительно 0,001% до приблизительно 10 вес.%, предпочтительно от приблизительно 0,01% до приблизительно 1 вес.% и более предпочтительно от приблизительно 0,1% до приблизительно 0,5 вес.% в расчете на общий вес состава. Водный состав по изобретению может включать неорганические соли и различные добавки, как описано здесь ниже. Такой состав преимущественно вводят, например, в подземную систему для применения в бурении, воздействии на пласт (таком как гидравлическое образование трещин), для модификации проницаемости подземных формаций и для такого применения, как заполнение скважинного фильтра гравием и цементирования. Предпочтительный вязкоупругий состав по изобретению включает эруциламидопропилтриметиламмонийхлорид, и С12альфа-олефинсульфонат, то есть, например, лаурилсульфат натрия.
В предпочтительном варианте способный литься концентрированный состав гелирующего средства по настоящему изобретению получают сначала синтезом компонента четвертичного алкиламидоамина реакцией соответствующей жирной кислоты с диметиламинопропиламином (ДМАПА) и затем кватернизацией хлористым метилом. Компонент четвертичного алкиламидоамина затем комбинируют с содобавкой при предпочтительном отношении 10:1.
Концентрация вязкоупругого состава предпочтительно изменяется от приблизительно 1% до приблизительно 10% в зависимости от желательной вязкости, более предпочтительно от приблизительно 2 до 8%, и наиболее предпочтительно от приблизительно 3% до приблизительно 5%.
Рассолы, гелированные такими средствами, преимущественно применяют в качестве водного средства закупорки, выталкивающего флюида, флюида для гидроразрыва, бурового раствора, флюида для заполнения скважинного фильтра гравием, флюида для ремонтных работ, флюида заканчивания скважины и тому подобное.
Вязкоупругие составы по настоящему изобретению могут также быть использованы, чтобы гелировать большинство других водных систем, включая, но не ограничиваясь ими, средства, используемые в чистящих и дезинфицирующих составах, покрытиях на водной основе (например, красках), моющих составах, составах личной гигиены, асфальтовые системы на водной основе, бетон, строительные изделия, (например, цементный раствор, штукатурка, герметик и тому подобное), сельскохозяйственные средства контроля за дрейфом и тому подобное.
Когда используется в приложениях воздействия на пласт, за исключением флюида для гидроразрыва и флюида для заполнения скважинного фильтра гравием, вязкоупругий флюид может необязательно включать смазки, ингибиторы коррозии и различные другие добавки.
Смазки могут включать металлические или аминные соли органических кислот серы, фосфора или бора или карбоновых кислот. Типичными такими солями являются карбоновые кислоты, содержащие 1-22 атомов углерода, включая как ароматические, так и алифатические кислоты; кислоты серы, такие как алкил- и арилсульфокислоты и тому подобное; кислоты фосфора, такие как фосфорная кислота, фосфористая кислота, фосфиновая кислота и фосфорнокислые сложные эфиры, и аналогичные серные гомологи серы, такие как тиофосфорная и дитиофосфорная кислоты и сложные эфиры таких кислот; меркаптобензотиазол; кислоты бора, включая борную кислоту, кислотные бораты и тому подобное; и аминные соли лауриновой кислоты.
Ингибиторы коррозии могут включать нитриты, нитраты, фосфаты, силикаты и бензоаты щелочного металла. Представители подходящих органических ингибиторов включают кислотные соединения, нейтрализованные гидрокарбиламином и гидрокси-замещенным гидрокарбиламином, такие как нейтрализованные фосфаты и гидрокарбилфосфатные эфиры, нейтрализованные жирные кислоты (например, кислоты, которые имеют от 8 до приблизительно 22 атомов углерода), нейтрализованные ароматические карбоновые кислоты (например, 4-(трет-бутил)бензойная кислота), нейтрализованные нафтеновые кислоты и нейтрализованные гидрокарбил-сульфонаты. Смешанные соли сложных эфиров алкилированных сукцинимидов также полезны. Антикоррозийные добавки могут также включать алканоламины, такие как этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и соответствующие пропаноламины, так же, как морфолин, этилендиамин, N,N-диэтилэтаноламин, альфа- и гамма-пиколин, пиперазин и изопропиламиноэтанол.
Флюиды воздействия на пласт могут также включать добавки для специального применения, чтобы оптимизировать характеристики флюида. Примеры включают пигменты; краски; дезодоранты, такие как цитронелла; бактерициды и другие антибактериальные препараты; средства для образования хелатных соединений, такие как натриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты или нитрилотриуксусной кислоты; противоморозные средства, такие как этиленгликоль и аналогичные полиоксиалкиленполиолы; противопенные средства, такие как кремнийсодержащие материалы, и стабилизаторы сдвига, такие как коммерчески доступные полиоксиалкиленполиолы. Противоизносные средства, модификаторы трения, средства против скольжения и смазочные средства также могут быть добавлены. Также включают противозадирные присадки, такие как сложные эфиры фосфорной кислоты и диалкилдитиофосфат цинка.
Поверхностно-активные вещества, раскрытые и описанные здесь, преимущественно применяют в качестве гелирующих средств во флюидах для гидроразрыва. Такие флюиды создают каналы или трещины в нефтепроизводящих зонах резервуара, чтобы улучшить добычу нефти, обеспечивая путь высокой проницаемости из пористой породы до ствола скважины. Как правило, в зоны низкой проницаемости флюиды для гидроразрыва закачивают при давлениях, превышающих давление покрывающих слоев породы формации, таким образом вызывая расколы и трещины в породе формации. Расклинивающие средства (например, измельченное вещество) добавляют к флюиду, чтобы предохранить вызванные трещины от закрывания после фазы закачки расклиниванием открытых вызванных щелей и трещин.
Гелирующие средства добавляют к флюиду, чтобы транспортировать такие расклинивающие средства и снизить утечку флюида. В зонах более высокой проницаемости могут использоваться различные способы, но часто применяют загустители флюида.
Вязкоупругие составы, раскрытые здесь, обеспечивают несколько преимуществ перед полимерами (например, полисахаридами), в настоящее время применяемыми как гелирующие средства для скважинных флюидов. Например, соединения, сформулированные здесь (особенно четвертичные алкиламидоамины и, более подробно, четвертичные алкиламидопропиламины), когда используются как гелирующие средства для скважинного флюида, производят меньше отходов на формацию, которые могли бы привести к повреждению формации в течение и после скважинного процесса. Кроме того, легче приготовить гелированный флюид по сравнению с полимерами, которые обычно должны быть гидратированы, и гелированный флюид может быть разработан так, чтобы "разрушаться" температурами формации или другими факторами, такими как окислители или кислоты. Можно также "разрушить" гелированный флюид при использовании растворителей, таких как углеводороды, спирты или даже нефть из формации. Гелирующие средства, описанные ниже, применимы в широком интервале температур в зависимости от длины цепи и могут помочь в удалении нефти из формации.
Подходящий скважинный флюид может включать пресную воду или морскую воду или рассол, содержащий хлорид натрия (обычно 1-5 вес.%) и (или) хлорид кальция (обычно 0,5-3 вес.%), к которому необязательно добавляют от приблизительно 3% до приблизительно 10%, и предпочтительно от приблизительно 4% до приблизительно 6% вязкоупругого состава по настоящему изобретению.
В целях селективной модификации проницаемости подземных формаций породы вязкоупругий состав по изобретению может сначала быть смешан с водой, чтобы образовать вязкоупругий флюид, который затем вводят в породную формацию в количестве, эффективном, чтобы снизить проницаемость более проницаемых зон формации. Концентрация вязкоупругого состава во флюиде может быть от приблизительно 0,5% до приблизительно 10%, предпочтительно от приблизительно 2% до приблизительно 8%, и более предпочтительно от приблизительно 3% до приблизительно 5 вес.%.
Следующие не ограничивающие примеры иллюстрируют способ изменения реологических свойств водных флюидов по настоящему изобретению.
Получение вязкоупругого состава по настоящему изобретению
Arquad® APA-E (показан ниже) получают реакцией эруковой кислоты с ДМАПА и последующей кватернизацией хлористым метилом в подходящем растворителе. Конечный продукт содержит 80% активного компонента и 20% растворителя. Структура активного компонента показана ниже.
Witconate® AOS-12 является коммерческим поверхностно-активным веществом, просто приобретаемым из Akzo Nobel Surface Chemistry LLC, Chicago, Illinois, который является 40% натриевой солью С12 альфа-олефинсульфоната.
При получении вязкоупругого состава Arquad APA-E и Witconate AOS-12 смешивали в отношении от 6 до 1, с добавлением стабилизаторов, чтобы получать устойчивый прозрачный жидкий продукт.
Методика сравнительного тестирования вязкости
Все образцы вязкости испытывали на ротационном чашечном вискозиметре Brookfield PVS. Все измерения вязкости были проведены при давлении азота 20,7 бар (300 фунтов на квадратный дюйм). Прибор калибровали при различном числе оборотов в минуту, применяя стандарт вязкости 100 cП. Образец был подготовлен согласно следующей процедуре: желательное количество материала добавляли в waring мешалке с водным KCI при медленной скорости, затем смешивали с высоким сдвигом в течение 3 минут. Затем образец выдерживали в течение ночи при комнатной температуре, чтобы удалить лишнюю пену. Был получен прозрачный гель. Этот гель использовали, чтобы выполнить тесты определения вязкости, используя вискозиметр Brookfield PVS с геометрией Fann 50 и отвесом B5. Обычно образец объемом 40 мл использовался для измерений. Все значения вязкости приведены в сантипуазах (сП).
Пример 1 - кривые нагрева 3,4% Arquad APA-E + 0,6% Witcolate LCP (Гель 1) и 3,0% Arquad APA-E + 2% Witconate SXS (Гель 2) в 4% KCI при 100 с-1
Пример 2 - кривая сдвига геля 3,4% Arquad APA-E + 0,6% Witconate AOS-12 в 4% KCI при комнатной температуре
Пример 3 - кривая нагрева геля 2,6% Arquad APA-E + 0,4% Witconate AOS-12 в 14,2 ppg* CaBr2 в 100 с-1
Пример 4 - кривая сдвига геля 2,6% Arquad APA-E + 0,4% Witconate AOS-12 в 14,2 ppg* CaBr2 при комнатной температуре.
* ppg означает плотность в фунтах (0,453 г) на галлон (3,785 л) при 20°C, означая, что CaBr2 добавляют к водной фазе в таком количестве, что эта плотность достигается.
Claims (24)
1. Вязкоупругая композиция для использования в подземных формациях, которая включает:
i) по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин общей формулы:
в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и R3, R4 и R5 - независимо выбранные из С1-С6 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой противоион, и
ii) по меньшей мере, одну содобавку, где указанная содобавка представляет собой С6-24 линейный алкилсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат жирной кислоты, или их смесь, причем отношение четвертичного амина к содобавке составляет по весу от приблизительно 1000:1 до приблизительно 5:1.
i) по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин общей формулы:
в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и R3, R4 и R5 - независимо выбранные из С1-С6 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой противоион, и
ii) по меньшей мере, одну содобавку, где указанная содобавка представляет собой С6-24 линейный алкилсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат жирной кислоты, или их смесь, причем отношение четвертичного амина к содобавке составляет по весу от приблизительно 1000:1 до приблизительно 5:1.
2. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R1 представляет собой алифатическую группу, содержащую от приблизительно 15 до приблизительно 21 атома углерода, и R2 представляет собой алкиленовую группу, содержащую от приблизительно 2 до приблизительно 4 атомов углерода.
3. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R1 представляет собой алифатическую группу, полученную из естественных жиров или масел, имеющих йодное число от приблизительно 1 до приблизительно 140, и R2 представляет собой группу алкилена, имеющую 3 атома углерода.
4. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R1 выбирают из группы, содержащей алкил животного жира, отвержденный алкил животного жира, алкил рапсового масла, алкил отвержденного рапсового масла, алкил таллового масла, отвержденный алкил таллового масла, кокосовый алкил, эруцил, стеарил, олеил или соевый алкил; R2 представляет собой группу алкилена, имеющую 3 атома углерода, и каждый из R3 и R4 представляет собой метил.
5. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R3 и R4 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую циклическое 5-членное производное пирролидина.
6. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R3 и R4 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую циклическое 6-членное производное пиперидина.
7. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой R3 и R4 вместе с атомом азота, с которым эти группы связаны, образуют гетероциклическую группу, имеющую циклическое 6-членное производное морфолина.
8. Композиция по п.1, в которой X- представляет собой галогениды, оксоионы фосфора, серы или хлорид, органические анионы, включая, но не ограничиваясь ими, хлориды, бромиды, йодиды, оксиды фосфора, гипохлориты, фосфаты, оксиды серы, сульфаты, сульфиты, сульфонаты, фосфаты, ацетаты, карбоксилаты, хлораты, перхлораты, салицилаты, фталаты, лактаты, малеаты, глицинаты, цитраты, лимонную кислоту, молочную кислоту, салициловую кислоту, фталевую кислоту, бензойную кислоту, нафтойную кислоту или аминокислоту.
9. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой указанная содобавка имеет углеродную С10-С14 цепь.
10. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой указанный четвертичный амин представляет собой эруциламидопропилтриметиламмонийхлорид, изостеариламидопропилморфолин, диметилалкилглицеринаммонийхлорид или их смесь.
11. Вязкоупругая композиция по п.10, в которой указанная содобавка представляет собой С10-С14 линейный алкилсульфонат, С10-С14 линейный альфа-олефинсульфат, С10-С14 линейный альфа-олефинсульфонат, С10-С14 линейный сульфонат жирной кислоты или их смесь.
12. Вязкоупругая композиция по п.1, в которой отношение четвертичного амина к содобавке по весу от 50:1 до 5:1.
13. Флюид на водной основе для применения в месторождении нефти, который включает вязкоупругую композицию по п.1.
14. Флюид по п.13, который включает от 0,05% до приблизительно 10 вес.% указанной вязкоупругой композиции.
15. Флюид по п.13, который включает от 0,05% до 10 вес.% указанного четвертичного амина, и от 0,1% до 5 вес.% указанной содобавки.
16. Состав рассола высокой плотности для месторождения нефти, который включает от приблизительно 30% до приблизительно 70 вес.% органической и/или неорганической соли и вязкоупругую композицию по п.1.
17. Флюид заканчивания месторождения нефти в виде рассола высокой плотности, содержащий
a) от 30 вес.% до 70 вес.%, по меньшей мере, одной неорганической или органический соли;
b) от 0,1 вес.% до 4 вес.%, по меньшей мере, одного катионного поверхностно-активного вещества, выбранного из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, изостеариламидопропилморфолина, диметилалкилглицеринаммонийхлорида или их смеси, и
c) по меньшей мере, одну содобавку, выбранную из С10-С14 линейного алкилсульфоната, С10-С14 линейного альфа-олефинсульфата, С10-С14 линейного альфа-олефинсульфоната, С10-С14 линейного сульфоната жирной кислоты, или их смеси.
a) от 30 вес.% до 70 вес.%, по меньшей мере, одной неорганической или органический соли;
b) от 0,1 вес.% до 4 вес.%, по меньшей мере, одного катионного поверхностно-активного вещества, выбранного из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, изостеариламидопропилморфолина, диметилалкилглицеринаммонийхлорида или их смеси, и
c) по меньшей мере, одну содобавку, выбранную из С10-С14 линейного алкилсульфоната, С10-С14 линейного альфа-олефинсульфата, С10-С14 линейного альфа-олефинсульфоната, С10-С14 линейного сульфоната жирной кислоты, или их смеси.
18. Способ образования трещин подземной формации, включающий стадии:
I) обеспечения загустевшего флюида для гидроразрыва на водной основе, включающего: а) водную среду и b) эффективное количество вязкоупругой композиции, включающей, i) по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин и, ii) по меньшей мере, одну содобавку, причем указанный четвертичный амин имеет общую формулу:
в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и R3, R4 и R5 - независимо выбранные из C1-С6 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой противоион, и указанная содобавка представляет собой С6-24 линейный алкилсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат, С6-24 линейный сульфонат жирный кислоты, или их смесь, и
II) закачки водного флюида гидроразрыва через ствол скважины и в подземную формацию при давлении, достаточном, чтобы разбить формацию.
I) обеспечения загустевшего флюида для гидроразрыва на водной основе, включающего: а) водную среду и b) эффективное количество вязкоупругой композиции, включающей, i) по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин и, ii) по меньшей мере, одну содобавку, причем указанный четвертичный амин имеет общую формулу:
в которой R1 - насыщенная или ненасыщенная, линейная или разветвленная углеводородная группа, содержащая от 16 до 22 атомов углерода, R2 - двухвалентная группа алкилена с 2-6 атомами углерода, которая может быть линейной или разветвленной, замещенной или незамещенной, и R3, R4 и R5 - независимо выбранные из C1-С6 замещенной или незамещенной, линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной алкильной или гидроксиалкильной группы, которые могут быть необязательно алкоксилированными и X- представляет собой противоион, и указанная содобавка представляет собой С6-24 линейный алкилсульфонат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфат, С6-24 линейный альфа-олефинсульфонат, С6-24 линейный сульфонат жирный кислоты, или их смесь, и
II) закачки водного флюида гидроразрыва через ствол скважины и в подземную формацию при давлении, достаточном, чтобы разбить формацию.
19. Способ по п.18, в котором отношение четвертичного амина к содобавке по весу от 1000:1 до 5:1.
20. Способ по п.19, в котором отношение четвертичного амина к содобавке по весу от 50:1 до 5:1.
21. Способ по п.18, в котором флюид гидроразрыва включает от 0,05% до приблизительно 10 вес.% указанной вязкоупругой композиции.
22. Способ по п.18, в котором флюид гидроразрыва включает от 0,05% до приблизительно 10 вес.% указанного четвертичного амина, и от 0,1% до 5 вес.% указанной содобавки.
23. Способ по п.18, в котором указанный четвертичный амин выбирают из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, изостеариламидопропилморфолина, диметилалкилглицеринаммонийхлорида или их смеси, а указанную, по меньшей мере, одну содобавку выбирают из С10-С14 линейного алкилсульфоната, С10-С14 линейного альфа-олефинсульфата, С10-С14 линейного альфа-олефинсульфоната, С10-С14 линейного сульфоната жирной кислоты, или их смеси.
24. Способ по п.18, в котором указанный четвертичный амин выбирают из эруциламидопропилтриметиламмонийхлорида, а указанной содобавкой является С12 альфа-олефинсульфонат натрия.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/296,145 | 2005-12-07 | ||
| US11/296,145 US20070125542A1 (en) | 2005-12-07 | 2005-12-07 | High temperature gellant in low and high density brines |
| EP06101407.2 | 2006-02-08 | ||
| EP06101407A EP1795571A1 (en) | 2005-12-07 | 2006-02-08 | High temperature gellant for viscosity modification of low and high density brines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008127408A RU2008127408A (ru) | 2010-01-20 |
| RU2453576C2 true RU2453576C2 (ru) | 2012-06-20 |
Family
ID=35929961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008127408/03A RU2453576C2 (ru) | 2005-12-07 | 2006-12-04 | Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070125542A1 (ru) |
| EP (1) | EP1795571A1 (ru) |
| CN (1) | CN101326259A (ru) |
| BR (1) | BRPI0619530A2 (ru) |
| CA (1) | CA2632656A1 (ru) |
| GB (1) | GB2447587B (ru) |
| NO (1) | NO20082963L (ru) |
| RU (1) | RU2453576C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2656322C2 (ru) * | 2013-01-25 | 2018-06-04 | Сасол Джёмани Гмбх | Высококонцентрированные безводные аминные соли углеводородполиалкоксисульфатов, применение и способ применения их водных растворов |
| RU2818192C2 (ru) * | 2019-05-03 | 2024-04-25 | Сэсол Кемикалз Гмбх | Закачиваемые текучие среды, содержащие анионные поверхностно-активные вещества и алкоксилированные спирты, и применение таких текучих сред в способах химического повышения нефтеотдачи пластов |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7763572B2 (en) * | 2007-01-11 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising quaternary material and sorel cements |
| US7431086B2 (en) * | 2007-01-11 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising quaternary material and sorel cements |
| US7893011B2 (en) * | 2007-01-11 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions comprising Sorel cements and oil based fluids |
| US7816305B2 (en) * | 2008-05-15 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reversible surfactants and methods of use in subterranean formations |
| US20090313772A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-24 | Charles Bullick Talley | Composition comprising peroxygen and surfactant compounds and method of using the same |
| MX2011006520A (es) * | 2008-12-16 | 2011-07-12 | Lubrizol Corp | Modificador de friccion para fluidos de perforacion. |
| WO2011020103A1 (en) * | 2009-08-14 | 2011-02-17 | Charles Bullick Talley | A composition comprising peroxygen and surfactant compounds and method of using the same |
| 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 |
| US8430165B2 (en) * | 2010-05-19 | 2013-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Increasing the viscosity of viscoelastic fluids |
| US8746341B2 (en) * | 2011-05-06 | 2014-06-10 | Nalco Company | Quaternary foamers for downhole injection |
| CN103965857B (zh) * | 2013-01-30 | 2016-12-28 | 中国石油天然气集团公司 | 一种耐高温海水基压裂液制备方法 |
| CA2905875C (en) * | 2013-03-15 | 2018-05-01 | Ingevity South Carolina, Llc | Compounds, composition, and method for enhanced oil recovery using sulfur surfactants |
| CA2918516A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-temperature lubricants comprising elongated carbon nanoparticles for use in subterranean formation operations |
| WO2015041662A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-salt gelling composition for well treatment |
| CN104357030B (zh) * | 2014-06-04 | 2019-02-22 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井液用支化聚合物处理剂及其制备方法 |
| US10519360B2 (en) * | 2014-12-11 | 2019-12-31 | Clariant International Ltd. | Liquid inhibitor composition and a method for its preparation and application as a heavy brine corrosion control |
| EP3362534A4 (en) * | 2015-10-14 | 2019-05-15 | Rhodia Operations | GELIFYING FLUIDS AND METHODS OF USE THEREOF |
| CA3072899A1 (en) * | 2017-09-07 | 2019-03-14 | Stepan Company | Corrosion inhibitors for oilfield applications |
| 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 |
| CN109880606A (zh) * | 2019-03-14 | 2019-06-14 | 南京工业大学 | 一种聚合物盐水钻井液用缓蚀剂 |
| CN111454705A (zh) * | 2020-02-17 | 2020-07-28 | 西南石油大学 | 高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4745976A (en) * | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Method for selectively plugging the more permeable regions of an underground formation having non-uniform permeability |
| US5101903A (en) * | 1990-09-04 | 1992-04-07 | Akzo Nv | Method for modifying the permeability of an underground formation |
| US5979555A (en) * | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
| US6482866B1 (en) * | 1997-06-10 | 2002-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
Family Cites Families (92)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2748139A (en) * | 1953-10-29 | 1956-05-29 | Nepera Chemical Co Inc | Aromatic carboxylic acid salts of tetra alkyl ethylene diamines |
| US3275552A (en) * | 1963-04-23 | 1966-09-27 | Milchem Inc | Well treating composition and method |
| US3323593A (en) * | 1964-03-16 | 1967-06-06 | Dow Chemical Co | Method of treating an oil-bearing formation |
| US3306858A (en) * | 1965-06-17 | 1967-02-28 | Economics Lab | Process for the preparation of storage stable detergent composition |
| US3637016A (en) * | 1970-04-20 | 1972-01-25 | Union Oil Co | Method for improving the injectivity of water injection wells |
| US3637015A (en) * | 1970-04-20 | 1972-01-25 | Union Oil Co | Method for improving the injectivity of brine into water injection wells |
| US3670819A (en) * | 1970-05-18 | 1972-06-20 | Amoco Prod Co | Process for treatment of water injection wells |
| US3677343A (en) * | 1970-07-16 | 1972-07-18 | Union Oil Co | Method for improving the injection profile of a water injection well |
| US3797574A (en) * | 1972-10-27 | 1974-03-19 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
| CA1052273A (en) * | 1975-12-18 | 1979-04-10 | Edwin B. Michaels | Antimicrobial compositions |
| US4007792A (en) * | 1976-02-02 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Hydraulic fracturing method using viscosified surfactant solutions |
| US4168302A (en) * | 1976-03-29 | 1979-09-18 | The Richardson Company | Hair conditioning compositions containing a non-irritating cationic surfactant |
| US4113631A (en) * | 1976-08-10 | 1978-09-12 | The Dow Chemical Company | Foaming and silt suspending agent |
| US4120356A (en) * | 1976-09-30 | 1978-10-17 | Phillips Petroleum Company | Well-cleaning process using viscosified surfactant solutions |
| US4077990A (en) * | 1976-10-26 | 1978-03-07 | Kewanee Industries | Surface-active agent |
| US4284435A (en) * | 1979-11-28 | 1981-08-18 | S. C. Johnson & Son, Inc. | Method for spray cleaning painted surfaces |
| US4287950A (en) * | 1980-04-03 | 1981-09-08 | Exxon Research & Engineering Co. | Gas pre-injection for chemically enhanced oil recovery |
| US4725372A (en) * | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
| US4464268A (en) * | 1982-01-11 | 1984-08-07 | Texaco Inc. | Method for restoring permeability of injection wells |
| JPS58127354A (ja) * | 1982-01-25 | 1983-07-29 | Shin Etsu Chem Co Ltd | 半導体素子封止用樹脂組成物 |
| US4514310A (en) * | 1982-08-31 | 1985-04-30 | Mobil Oil Corporation | High temperature stable fluids for wellbore treatment containing non-aqueous solvents |
| DE3470343D1 (en) * | 1983-02-16 | 1988-05-11 | Hoechst Ag | Process for stimulating petroleum production wells |
| US4587030A (en) * | 1983-07-05 | 1986-05-06 | Economics Laboratory, Inc. | Foamable, acidic cleaning 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 |
| US4775489A (en) * | 1984-05-29 | 1988-10-04 | Union Oil Company Of California | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits |
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| 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 |
| US4737296A (en) * | 1984-10-26 | 1988-04-12 | Union Oil Company Of California | Foaming acid-containing fluids |
| DE3503618A1 (de) * | 1985-02-02 | 1986-08-07 | Henkel KGaA, 4000 Düsseldorf | Mittel zum waschen oder spuelen der haare |
| US4654158A (en) * | 1985-09-23 | 1987-03-31 | Shepherd Jr Walter B | Visco-elastic detergent preparation |
| US4604424A (en) * | 1986-01-29 | 1986-08-05 | Dow Corning Corporation | Thermally conductive polyorganosiloxane elastomer composition |
| US4669544A (en) * | 1986-04-17 | 1987-06-02 | Dowell Schlumberger Incorporated | Reducing paraffin deposits on paraffin contaminated surfaces |
| US4690217A (en) * | 1986-08-15 | 1987-09-01 | Amoco Corporation | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells |
| US4752372A (en) * | 1986-09-05 | 1988-06-21 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Moving wall, continuous flow electronphoresis apparatus |
| US4898752A (en) * | 1988-03-30 | 1990-02-06 | Westvaco Corporation | Method for making coated and printed packaging material on a printing press |
| DE3842571A1 (de) * | 1988-12-17 | 1990-06-21 | Pfersee Chem Fab | Hydrophile weichgriffmittel fuer faserige materialien und deren verwendung |
| US5149463A (en) * | 1989-04-21 | 1992-09-22 | The Clorox Company | Thickened acidic liquid composition with sulfonate fwa useful as a bleaching agent vehicle |
| JP2673721B2 (ja) * | 1989-05-24 | 1997-11-05 | キヤノン株式会社 | 定着装置 |
| US5104556A (en) * | 1989-07-12 | 1992-04-14 | Mirada Bay Petroleum Products, Inc. | Oil well treatment composition |
| US4960934A (en) * | 1989-10-27 | 1990-10-02 | Ethyl Corporation | Amine oxide process |
| JP3649341B2 (ja) * | 1990-06-15 | 2005-05-18 | 株式会社資生堂 | 複合体及び複合体の組成物及び乳化剤組成物並びに乳化組成物 |
| US5246698A (en) * | 1990-07-09 | 1993-09-21 | Biomatrix, Inc. | Biocompatible viscoelastic gel slurries, their preparation and use |
| US5089151A (en) * | 1990-10-29 | 1992-02-18 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
| US5458197A (en) * | 1991-01-30 | 1995-10-17 | Atlantic Richfield Company | Well cleanout system and method |
| US5246072A (en) * | 1991-08-14 | 1993-09-21 | Chevron Research And Technology Company | Method for enhancing the recovery of petroleum from an oil-bearing formation using a mixture including anionic and cationic surfactants |
| US5462698A (en) * | 1992-03-03 | 1995-10-31 | Tokuyama Corporation | Photochromic composition |
| AU674684B2 (en) * | 1992-07-20 | 1997-01-09 | Sterno Group LLC, The | Gelled organic liquids |
| JP3522752B2 (ja) * | 1992-09-11 | 2004-04-26 | ヘンケル・コマンディットゲゼルシャフト・アウフ・アクチェン | 界面活性剤混合物 |
| US5333690A (en) * | 1992-12-31 | 1994-08-02 | Shell Oil Company | Cementing with blast furnace slag using spacer |
| GB9308884D0 (en) * | 1993-04-29 | 1993-06-16 | Archaeus Tech Group | Acidising oil reservoirs |
| US5458198A (en) * | 1993-06-11 | 1995-10-17 | Pall Corporation | Method and apparatus for oil or gas well cleaning |
| CA2127743A1 (en) * | 1993-07-20 | 1995-01-21 | Jerry S. Neely | Method and composition for enhancing hydrocarbon production from wells |
| US5388646A (en) * | 1993-10-01 | 1995-02-14 | Hensley; Clifford J. | Method for rejuvenation of injection wells |
| US5441664A (en) * | 1993-11-15 | 1995-08-15 | Colgate Palmolive Co. | Gelled hard surface cleaning composition |
| US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
| US5678631A (en) * | 1994-07-01 | 1997-10-21 | Well-Flow Technologies, Inc. | Process for removing solids from a well drilling system |
| US5595243A (en) * | 1994-07-29 | 1997-01-21 | Maki, Jr.; Voldi E. | Acoustic well cleaner |
| US5501276A (en) * | 1994-09-15 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions |
| US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5602083A (en) * | 1995-03-31 | 1997-02-11 | Baker Hughes Inc. | Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids |
| US5564500A (en) * | 1995-07-19 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Apparatus and method for removing gelled drilling fluid and filter cake from the side of a well bore |
| US5797456A (en) * | 1995-08-08 | 1998-08-25 | Nalco/Exxon Energy Chemicals,L.P. | Surfactant additive for oil field acidizing |
| 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 |
| US5781412A (en) * | 1996-11-22 | 1998-07-14 | Parker-Hannifin Corporation | Conductive cooling of a heat-generating electronic component using a cured-in-place, thermally-conductive interlayer having a filler of controlled particle size |
| US5919312A (en) * | 1997-03-18 | 1999-07-06 | The Procter & Gamble Company | Compositions and methods for removing oily or greasy soils |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US6399799B1 (en) * | 1998-10-02 | 2002-06-04 | Croda, Inc. | Monoalkyl quats |
| US6035936A (en) * | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| US6506710B1 (en) * | 1997-12-19 | 2003-01-14 | Akzo Nobel N.V. | Viscoelastic surfactants and compositions containing same |
| 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 |
| AU2105999A (en) * | 1998-01-09 | 1999-07-26 | Witco Corporation | Novel quaternary ammonium compounds, compositions containing them, and uses thereof |
| US6112814A (en) * | 1998-02-13 | 2000-09-05 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning wellbore surfaces using coiled tubing with a surfactant composition |
| US6177388B1 (en) * | 1998-04-14 | 2001-01-23 | Reckitt Benckiser Inc. | Botanical oils a blooming agents in hard surface cleaning compositions |
| US6350721B1 (en) * | 1998-12-01 | 2002-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for matrix acidizing |
| US7358215B1 (en) * | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| AU7105400A (en) * | 1999-09-07 | 2001-04-10 | Crompton Corporation | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| US6244343B1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing in deep water offshore wells |
| AU2001260178B2 (en) * | 2000-04-05 | 2005-12-15 | Schlumberger Technology B.V. | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| JP2002050001A (ja) * | 2000-05-23 | 2002-02-15 | Sharp Corp | 情報記録再生ヘッド、情報記録再生装置、トラッキング装置および情報記録媒体 |
| US6277803B1 (en) * | 2000-06-28 | 2001-08-21 | Colgate-Palmolive Company | Thickened cleaning composition |
| US6762154B2 (en) * | 2000-09-21 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
| US6613720B1 (en) * | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
| GB2393722A (en) * | 2001-02-13 | 2004-04-07 | Schlumberger Holdings | Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications |
| 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 |
| US7320952B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for viscoelastic fluid |
| US7345012B2 (en) * | 2004-12-15 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Foamed viscoelastic surfactants |
| US7341107B2 (en) * | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| 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 |
-
2005
- 2005-12-07 US US11/296,145 patent/US20070125542A1/en not_active Abandoned
-
2006
- 2006-02-08 EP EP06101407A patent/EP1795571A1/en not_active Withdrawn
- 2006-12-04 GB GB0812307A patent/GB2447587B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-12-04 RU RU2008127408/03A patent/RU2453576C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-12-04 CA CA002632656A patent/CA2632656A1/en not_active Abandoned
- 2006-12-04 BR BRPI0619530-0A patent/BRPI0619530A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-12-04 CN CNA200680046418XA patent/CN101326259A/zh active Pending
-
2008
- 2008-07-04 NO NO20082963A patent/NO20082963L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4745976A (en) * | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Method for selectively plugging the more permeable regions of an underground formation having non-uniform permeability |
| US5101903A (en) * | 1990-09-04 | 1992-04-07 | Akzo Nv | Method for modifying the permeability of an underground formation |
| US6482866B1 (en) * | 1997-06-10 | 2002-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| RU2198906C2 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-02-20 | Родиа Инк. | Вязкоупругая жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество (варианты) |
| US5979555A (en) * | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2656322C2 (ru) * | 2013-01-25 | 2018-06-04 | Сасол Джёмани Гмбх | Высококонцентрированные безводные аминные соли углеводородполиалкоксисульфатов, применение и способ применения их водных растворов |
| RU2818192C2 (ru) * | 2019-05-03 | 2024-04-25 | Сэсол Кемикалз Гмбх | Закачиваемые текучие среды, содержащие анионные поверхностно-активные вещества и алкоксилированные спирты, и применение таких текучих сред в способах химического повышения нефтеотдачи пластов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101326259A (zh) | 2008-12-17 |
| GB2447587B (en) | 2010-12-22 |
| GB2447587A (en) | 2008-09-17 |
| EP1795571A1 (en) | 2007-06-13 |
| RU2008127408A (ru) | 2010-01-20 |
| CA2632656A1 (en) | 2007-06-14 |
| GB0812307D0 (en) | 2008-08-13 |
| NO20082963L (no) | 2008-08-26 |
| BRPI0619530A2 (pt) | 2011-10-04 |
| US20070125542A1 (en) | 2007-06-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453576C2 (ru) | Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов | |
| US6506710B1 (en) | Viscoelastic surfactants and compositions containing same | |
| DK1212385T3 (en) | Quaternary ammonium salts as thickeners for aqueous systems | |
| USRE41585E1 (en) | Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor | |
| AU2012260957C1 (en) | Thickened viscoelastic fluids and uses thereof | |
| EP1499790B1 (en) | Thickened acid compositions and uses thereof | |
| US9359545B2 (en) | Branched viscoelastic surfactant for high-temperature acidizing | |
| US20080169102A1 (en) | Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods | |
| DK2970744T3 (en) | SYNERGISTIC EFFECT OF CO-SURFACTURING AGENTS ON REOLOGICAL PROPERTIES OF DRILLING, COMPLETING AND FRAGHTING FLUIDS | |
| WO2014137495A1 (en) | Cationic viscoelastic surfactant with non-cationic corrosion inhibitor and organic anion for acidizing | |
| WO2007065872A1 (en) | High temperature gellant for viscosity modification of low and high density brines | |
| US7358215B1 (en) | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems | |
| WO2023094434A1 (en) | Surfactant composition | |
| JP2018203935A (ja) | 坑井処理流体、フラクチャの形成方法及び坑井孔の目止め方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20110429 |
|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20110824 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141205 |