RU2495901C2 - Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения - Google Patents

Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения Download PDF

Info

Publication number
RU2495901C2
RU2495901C2 RU2011138209/03A RU2011138209A RU2495901C2 RU 2495901 C2 RU2495901 C2 RU 2495901C2 RU 2011138209/03 A RU2011138209/03 A RU 2011138209/03A RU 2011138209 A RU2011138209 A RU 2011138209A RU 2495901 C2 RU2495901 C2 RU 2495901C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
vol
composition
antifoam
water
foamed
Prior art date
Application number
RU2011138209/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011138209A (ru
Inventor
Олусган Мэттью ФАЛАНА
Эдвард МАРШАЛЛ
Фрэнк ЗАМОРА
Original Assignee
КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи filed Critical КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи
Publication of RU2011138209A publication Critical patent/RU2011138209A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2495901C2 publication Critical patent/RU2495901C2/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/02—Foam dispersion or prevention
    • B01D19/04—Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances
    • B01D19/0404—Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances characterised by the nature of the chemical substance
    • B01D19/0409—Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances characterised by the nature of the chemical substance compounds containing Si-atoms
    • 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
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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
    • 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
    • C09K8/38—Gaseous or foamed well-drilling compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives 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
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific 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
    • 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
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703—Foams
    • 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
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • 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
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C09K8/94—Foams
    • 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

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)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Toxicology (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к использованию пеногасителей в скважинных операциях. Технический результат - универсальность пеногасителя, эффективность пеногасителя при низких концентрациях с одновременным сохранением способности пенных систем к повторному ценообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования. Композиция пеногасителя для использования в скважинных применениях, содержащая в расчете на объем: от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды, от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 масс.% метилцеллюлозы, и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана, 1-5 масс.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 масс.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 масс.% моно- и диглицериды C-C, где композиция является устойчивой при температурах вплоть до приблизительно 232°С. Способ включает добавление эффективного количества указанной выше композиции пеногасителя к вспененной текучей среде, где его количество достаточно, чтобы привести к полному пеногашению вспененной текучей среды, причем композиция пеногасителя допускает повторение циклов пенообразования - пеногашения. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

Description

1. Область изобретения
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к пеногасителю для использования в неоднократно применяемых пенообразующих системах для использования во всех скважинных операциях, включая бурение, гидравлический разрыв пласта, заканчивание, цементирование, воздействие на пласт и/или операции по усовершенствованию, в которых пеногаситель имеет соответствующую активность во всех скважинных операциях, что делает пеногаситель универсальным.
Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к универсальному пеногасителю для использования в пенообразующих системах для использования во всех скважинных операциях, включая бурение, гидравлический разрыв пласта, заканчивание, цементирование, воздействие на пласт и/или операции по усовершенствованию, где пеногаситель включает сочетание пеногасителей на основе кремнийорганических соединений в концентрациях с эффективной и действительной способностью к пеногашению.
2. Описание предшествующего уровня техники
Часто системы буровых растворов, жидкостей для гидравлического разрыва, раствора для заканчивания скважины, жидкостей для цементирования и воздействия на пласт предназначены для образования пен с пригодными характеристиками для определенных бурильных или связанных с ними операций. Способность повторного использования систем всегда имеет преимущество в сокращении применения химикатов и обслуживания, а также в общей экономике производства. Несмотря на очевидные преимущества, огромное количество буровых систем нельзя использовать неоднократно или восстанавливать вследствие отсутствия подходящих систем пеногашения, которые допускают циклы пенообразования - пеногашения и повторного пенообразования. Хотя некоторые известные пеногасители допускают повторное использование жидкостных систем, тем не менее они не являются экологически доброкачественными.
На предыдущем уровне техники основная цель всегда представляла собой составление пригодной системы для выполнения условий конечного пользователя. Примеры условий конечного пользователя представляют собой температуру, pH, соленость, загрязнения, основную текучую среду и т.д. Как только составлена подходящая система, на второй план уходит, например, возможность повторного использования, насколько это желательно. Таким образом, существует множество жидкостных систем, которые предназначены для одноразового использования, и лишь немногие пригодны для повторного использования.
В то время как существует множество пеногасителей и систем пеногашения, остается потребность в разработке пеногасителей и систем пеногашения, которые обладают соответствующими эксплуатационными свойствами для всех скважинных операций и всех пенообразующих жидкостных систем, особенно при низких концентрациях, не превышающих 200 част./млн, при одновременном сохранении способности пенообразующих систем к повторному пенообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования-пеногашения-повторного пенообразования.
Сущность изобретения
Варианты осуществления композиций пеногасителя настоящего изобретения содержат в расчете на объем от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, где композиция сохраняет устойчивость при температурах до приблизительно 450°F (232°C) и является эффективным при концентрациях, не превышающих 500 част./млн, во всех вспененных текучих средах, используемых в скважинных применениях. Вспененные текучие среды включают вспененные буровые растворы, вспененные растворы для заканчивания скважины, вспененные жидкости для гидравлического разрыва, вспененные жидкости для воздействия на пласт, пенообразующие цементные растворы и/или другие вспененные текучие среды, используемые в скважинных операциях.
Варианты осуществления способов применения композиций пеногасителя настоящего изобретения включают добавление эффективного количества композиции пеногасителя настоящего изобретения к вспененной текучей среде, где данное количество достаточно, чтобы привести к полному гашению вспененной текучей среды, где композиция пеногасителя содержит в расчете на объем от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, и где эффективное количество представляет собой количество композиции пеногасителя, не превышающее приблизительно 500 част./млн, независимо от типа вспененной текучей среды, и где композиция пеногасителя сохраняет устойчивость при температурах до приблизительно 450°F (232°C), и где композиция пеногасителя допускает повторные циклы пенообразования - пеногашения, как правило, при добавлении дополнительной композиции пеногасителя.
Определения терминов, используемых в изобретении
Следующие определения приведены, чтобы содействовать специалистам в данной области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.
Термин «гидравлический разрыв пласта» означает процесс и способы разрыва геологического пласта, т.е. горной породы вокруг скважины, путем нагнетания текучей среды при очень высоких давлениях, чтобы увеличить производительность источника углеводородов. В противном случае способы гидравлического разрыва пласта согласно настоящему изобретению используют традиционные технологии, известные в технике.
Термин «поверхностно-активное вещество» означает растворимое или частично растворимое соединение, которое уменьшает поверхностное натяжение жидкостей или уменьшает межфазное натяжение между двумя жидкостями или жидкой и твердой фазами за счет своего скопления и ориентации на данных поверхностях раздела.
Термин «буровые растворы» означает любую текучую среду, которую используют во время операций бурения нефтяной и/или газовой скважины.
Термин «растворы для заканчивания скважины» означает любую текучую среду, которую используют в операциях заканчивания нефтяной и/или газовой скважины.
Термин «эксплуатационные текучие среды» означает любую текучую среду, которую используют в эксплуатационных операциях нефтяной и/или газовой скважины.
Буровой раствор с пониженным и/или управляемым давлением означает буровой раствор, имеющий циркуляционную гидростатическую плотность (давление) ниже или на уровне пластовой плотности (давления). Например, если известный пласт на фактической вертикальной глубине (ФВГ), составляющей 10000 футов (3048 м), имеет гидростатическое давление, составляющее 5000 фунтов на кв. дюйм или 9,6 фунто-метров на галлон (3,45×107 Па), буровой раствор с пониженным давлением имел бы гидростатическое давление, не превышающее 9,6 фунто-метров на галлон (3,45×107 Па). Большинство буровых растворов с пониженным и/или управляемым давлением включают, по меньшей мере, снижающую плотность добавку. Другие добавки включают, главным образом, ингибитор коррозии, регулятор кислотности и ингибитор образования отложений.
Термин «пенообразующий» означает состав, который при смешивании с газом образует устойчивую пену.
Термин «гтг» означает количество галлонов на тысячу галлонов.
Термин «фтг» означает количество фунтов на тысячу галлонов.
Подробное описание изобретения
Авторы настоящего изобретения обнаружили, что можно приготовлять такие композиции пеногасителя, которые обладают универсальной эффективностью и действием при пеногашении широкого разнообразия вспененных жидкостных систем, используемых в скважинных операциях, сохраняя в то же время возможность повторного пенообразования. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что композиции пеногасителя настоящего изобретения можно использовать в низких концентрациях для данных вспененных жидкостных систем, чтобы полностью разрушать пены. Авторы настоящего изобретения также обнаружили, что композиции пеногасителя настоящего изобретения являются доброкачественными для окружающей среды. В определенных вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат эффективное количество кремнийорганического пеногасителя, например Antifoam B, который поставляет фирма 3M (Сент-Пол, штат Миннесота) и который включает 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 масс.% метилцеллюлозы. В определенных вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат эффективное количество активного кремнийорганического пеногасителя, например Antifoam 1410, который поставляет фирма Dow Corning и который включает >60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана, 1-5 масс.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 масс.% обработанного аморфного диоксида кремния и 1-5 масс.% моно- и диглицеридов C14-C18.
Впервые авторам настоящего изобретения удалось разработать пеногаситель, который совместим со всеми пенообразующими системами, известными авторам настоящего изобретения. Композиции пеногасителя настоящего изобретения не только подавляют пенообразование широкого разнообразия жидкостных систем, используемых в скважинных операциях, но данные композиции пеногасителя обеспечивают повторное использование вспененных жидкостных систем или осуществление циклов пенообразования - пеногашения и повторного пенообразования. Большинство известных пеногасителей представляют собой спирты, смеси спиртов, простые эфиры, углеводороды или другие их сочетания. Многие из данных пеногасителей представляют опасность для окружающей среды, в то время как композиции пеногасителя настоящего изобретения можно использовать без особых требований к эксплуатации и утилизации. Композиции пеногасителя настоящего изобретения являются эффективными и действенными при низких концентрациях, не превышающих приблизительно 200 част./млн, в то время как большинство конкурентоспособных пеногасителей являются эффективными при концентрациях, составляющих не менее чем приблизительно 2000 част./млн. Таким образом, композиции пеногасителя настоящего изобретения являются более экономичными, чем другие хорошо известные пеногасители, которые в настоящее время используются на рынке.
Композиции пеногасителя настоящего изобретения успешно прошли полевые испытания. Композиции пеногасителя настоящего изобретения можно приготовлять в виде экологичных химических составов. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что композиции пеногасителя настоящего изобретения сочетают в себе несколько уникальных свойств, которые превосходят свойства пеногасителей, описанных в предыдущем уровне техники. Композиции пеногасителя настоящего изобретения являются термически устойчивыми вплоть до 450°F (232°C), экологически доброкачественными, надежными в своей способности к пеногашению в разнообразных пенообразующих системах при различных рабочих условиях, сохраняя в то же время возможность использования пенообразующих систем и поддерживая способность пенообразующих систем к многократному осуществлению циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования. Композиции пеногасителя настоящего изобретения обладают эффективными и действенными свойствами пеногашения даже при низких концентрациях и совместимы с добавками к буровым растворам, добавками к растворам для заканчивания скважины, добавками к жидкостям для гидравлического разрыва, добавками к цементным растворам и добавками, используемыми в других скважинных операциях, в которых применяются пенообразующие системы. Композиции пеногасителя настоящего изобретения также являются более доступными, чем многие другие системы для пеногашения, известные в настоящее время. Композиции пеногасителя настоящего изобретения допускают повторение циклов пенообразования - пеногашения, причем количество циклов пенообразования - пеногашения составляет, по меньшей мере, 2. В других вариантах осуществления количество циклов пенообразования - пеногашения составляет, по меньшей мере, 5. В других вариантах осуществления количество циклов пенообразования - пеногашения составляет, по меньшей мере, 10.
Буровые растворы
Как правило, вспененный буровой раствор используют во время бурения скважины. Вспененные буровые растворы могут предназначаться для так называемого бурения при пониженном давлении (гидростатическое давление бурового раствора ниже порового давления пласта), бурения при регулируемом давлении, где гидростатическое давление бурового раствора регулируют в зависимости от природы материала, через который осуществляют бурение, и буровой раствор обычно вспенивают, чтобы снизить его гидростатическое давление относительно пластового гидростатического давления для сокращения проникновения текучей среды в пласт. Композиции пеногасителя настоящего изобретения предназначены для пеногашения указанных буровых растворов при низкой концентрации, даже если буровые растворы работают при температурах вплоть до 450°F (232°C).
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к использованию композиций пеногасителя настоящего изобретения в целях пеногашения вспененных буровых растворов, где эффективное количество композиции пеногасителя настоящего изобретения добавляют к вспененному буровому раствору для разрушения пены. Композиции пеногасителя настоящего изобретения включают водные растворы пеногасителей на основе кремнийорганических соединений. Примеры пригодных пеногасителей представляют Antifoam B и Antifoam 1410, которые поставляет фирма Dow Corning. Эффективное количество композиции пеногасителя представляет собой количество, достаточное для разрушения пены или уменьшения высоты пены до нулевого или приблизительно нулевого уровня (где приблизительно нулевой уровень означает уровень в пределах 5% от нулевого). В определенных вариантах осуществления эффективное количество не превышает приблизительно 200 част./млн.
Растворы для заканчивания скважины
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к пеногашению или разрушению пены вспененных растворов для заканчивания скважины, где вспененные растворы для заканчивания скважины теряют пену при добавлении эффективного количества композиций пеногасителя настоящего изобретения, причем эффективное количество последних не превышает приблизительно 200 част./млн.
Жидкости для гидравлического разрыва
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к использованию композиций пеногасителя настоящего изобретения в целях пеногашения вспененных жидкостей для гидравлического разрыва, где вспененные жидкости для гидравлического разрыва теряют пену при добавлении эффективного количества композиций пеногасителя настоящего изобретения, причем эффективное количество последних не превышает приблизительно 200 част./млн. За дополнительной информацией о компонентах жидкостей для гидравлического разрыва, которую можно использовать в отношении жидкостей для гидравлического разрыва настоящего изобретения, следует обратиться к патентам США № 7140433, 7517447, 7268100, 7392847, 7350579, 7712535 и 7565933 и к опубликованным патентным заявкам США № 20070032693, 20050137114, 20090250659, 20050250666, 20080039345, 20060194700, 20070173414, 20070129257, 20080257553, 20090203553, 20070173413, 20080318812, 20080287325, 20080314124, 20080269082, 20080197085, 20080257554, 20080251252, 20090151959, 20090200033, 20090200027, 20100000795, 20100012901, 20090067931, 20080283242, 20100077938, 20100122815 и 20090275488. Данные заявки и патенты включены посредством ссылки в силу последнего параграфа настоящего описания.
Жидкости для воздействия на пласт
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к использованию композиций пеногасителя настоящего изобретения в целях пеногашения вспененных жидкостей для воздействия на пласт, где вспененные жидкости для воздействия на пласт теряют пену при добавлении эффективного количества композиций пеногасителя настоящего изобретения, причем эффективное количество последних не превышает приблизительно 200 част./млн.
Интервалы компонентов составов
В определенных вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения включают в расчете на объем от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В других вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения включают в расчете на объем от приблизительно 50 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В других вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат в расчете на объем от приблизительно 60 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В других вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат в расчете на объем от приблизительно 50 об.% до приблизительно 70 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В определенных вариантах осуществления кремнийорганический пеногаситель представляет собой Antifoam B, который поставляет фирма Dow Corning, и активный кремнийорганический пеногаситель представляет собой Antifoam 1410, который поставляет фирма Dow Corning. Композиции пеногасителя представляют собой молочно-белые жидкости, имеющие pH около 7,03 и плотность около 0,997.
Интервалы добавок пеногасителей
Как правило, количество пеногасителя, добавляемого для пеногашения облегченных скважинных текучих сред, составляет достаточное объемное процентное количество, разрушающее пену. В одном варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,05 об.% до приблизительно 5 об.%. В другом варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 2,5 об.%. В другом варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 1,0 об.%. В другом варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,25 об.% до приблизительно 0,5 об.%. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 500 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 400 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 300 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 250 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 200 част./млн.
Подходящие реагенты
Подходящие реагенты для пеногашения на водной основе для использования в композициях пеногасителя настоящего изобретения содержат, без ограничения, смесь кремнийорганических соединений, которые обладают пеногасящей активностью, где смеси включают, по меньшей мере, один полидиметилсилоксан, и где композиции пеногасителя являются эффективными в количестве, не превышающем приблизительно 200 част./млн, сохраняют устойчивость при температурах до 450°F (232°C) и универсально применимы ко всем известным пенообразующим агентам. В определенных вариантах осуществления смесь включает Antifoam B и Antifoam 1410.
Подходящие компоненты буровых растворов
Подходящие текучие среды на водной основе включают, без ограничения, морскую воду, пресную воду, соленую воду или такую другую систему подпитки, которая содержит до приблизительно 30% сырой нефти.
Подходящие пенообразующие агенты для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пенообразующий агент, подходящий для вспенивания буровых растворов на водной основе. Иллюстративные примеры пенообразующих агентов включают, без ограничения, KleanFoam™, DuraFoam™, FMA-100™, TransFoam™ (все они поставляются фирмой Weatherford International) или их смеси или сочетания.
Подходящие полимеры для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой полимер, растворимый в текучей среде на водной основе. Примерные полимеры включают, без ограничения, полимер, содержащий звенья одной или более (одной, двух, трех, четырех, пяти или любого желаемого количества) полимеризующихся солей моноолефинов или диолефинов. Иллюстративные примеры включают, без ограничения, природные полимеры (крахмал, гидроксиметилцеллюлоза, ксантан, гуар и т.д.) и их производные; сополимеризующиеся мономеры, в том числе акрилаты (акриловая кислота, метилакрилат, этилакрилат и т.д.), метакрилаты (метакриловая кислота, метилметакрилат, этилметакрилат и т.д.), 2-акриламидометилпропансульфокислоту, винилацетат, акриламид и т.п., при том условии, разумеется, что полученный в результате полимер растворим в текучей среде на водной основе.
Газы
Подходящие газы для вспенивания пенообразующего ионносвязанного гелевого состава включают, без ограничения, азот, диоксид углерода или любой другой газ, подходящий для использования в гидравлическом разрыве пласта, или их смеси или сочетания.
Ингибиторы коррозии
Подходящие ингибиторы коррозии для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, соли четвертичных аммониевых оснований, например хлориды, бромиды, йодиды, диметилсульфаты, диэтилсульфаты, нитриты, бикарбонаты, карбонаты, гидроксиды, алкоксиды и т.п., или их смеси или сочетания; соли азотистых оснований или их смеси или сочетания. Примерные соли четвертичных аммониевых оснований включают, без ограничения, соли четвертичных аммониевых оснований, полученные из амина и агента кватернизации, например алкилхлориды, алкилбромиды, алкилйодиды, алкилсульфаты, в том числе диметилсульфат, диэтилсульфат и т.д., дигалогенированные алканы, в том числе дихлорэтан, дихлорпропан, дихлорэтиловый эфир, спиртовые аддукты эпихлоргидрина, этоксилаты и т.п. или их смеси или сочетания; и аминные агенты, например алкилпиридины, в частности, высокоалкилированные алкилпиридины, алкилхинолины, синтетические третичные амины C6-C24, амины, полученные из природных продуктов, включая кокосовые орехи и т.п., диалкилзамещенные метиламины, амины, полученные по реакции жирных кислот или масел и полиаминов, амидоимидазолины диэтилентриамина (DETA) и жирных кислот, имидазолины этилендиамина, имидазолины диаминоциклогексана, имидазолины аминоэтилэтилендиамина, пиримидин пропандиамина и алкилированного пропендиамина, оксиалкилированные моно- и полиамины, достаточные для превращения всех лабильных атомов водорода в аминах в кислородсодержащие группы и т.п., или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры солей азотистых оснований включают, без ограничения, соли азотистых оснований, полученные из солей, например, монокарбоновых кислот C1-C8, в том числе муравьиная кислота, уксусная кислота, пропионовая кислота, масляная кислота, валериановая кислота, капроновая кислота, гептановая кислота, каприловая кислота, 2-этилгексановая кислота и т.п.; дикарбоновые кислоты C2-C12, ненасыщенные карбоновые кислоты и ангидриды C2-C12 и т.п.; поликислоты, в том числе дигликолевая кислота, аспарагиновая кислота, лимонная кислота и т.п.; гидроксикислоты, в том числе молочная кислота, итаконовая кислота и т.п.; ариловые и гидроксиариловые кислоты; природные или синтетические аминокислоты; тиокислоты, в том числе тиогликолевая кислота (TGA); свободные кислотные формы производных фосфорной кислоты и гликоля, этоксилаты, этоксилированные амины и т.п., и аминосульфокислоты; или их смеси или сочетания и амины, например амины высокомолекулярных жирных кислот, в том числе кокоамин, амины жирных кислот твердого жира и т.п.; амины оксиалкилированных жирных кислот; полиамины (ди-, три-, тетра- или высшие) высокомолекулярных жирных кислот; полиамины оксиалкилированных жирных кислот; аминоамиды, в том числе продукты реакции карбоновых кислот с полиаминами, где эквивалентов карбоновой кислоты меньше, чем эквивалентов реагирующих аминов, и их оксиалкилированные производные; пиримидины жирных кислот; моноимидазолины этилендиамина (EDA), DETA или высшие этиленамины, гексаметилендиамин (HMDA), тетраметилендиамин (TMDA) и их высшие аналоги; бисимидазолины, имидазолины моно- и полиорганических кислот; оксазолины, полученные из моноэтаноламина и жирных кислот или масел, амины сложных эфиров жирных кислот, моно- и бисамиды аминоэтилпиперазина; соли GAA и TGA и продуктов реакции сырого таллового масла или дистиллированного таллового масла с диэтилентриамином; соли GAA и TGA и продуктов реакции димерных кислот со смесями полиаминов, включая TMDA, HMDA и 1,2-диаминоциклогексан; соль TGA и имидазолина, полученного из DETA с жирными кислотами талового масла или соевого масла, масла канолы и т.п.; или их смеси или сочетания.
Другие добавки
Буровые растворы согласно настоящему изобретению могут также включать другие добавки, в том числе ингибиторы образования отложений, контролирующие диоксид углерода добавки, контролирующие парафины добавки, контролирующие кислород, или другие добавки.
Контроль образования отложений
Подходящие добавки для контроля образования отложений, которые полезны в составах согласно настоящему изобретению, включают, без ограничения, хелатообразующие агенты, например, соли Na+, K+ или NH4+ и этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA); соли Na+, K+ или NH4+ и нитрилотриуксусной кислоты (NTA); соли Na+, K+ или NH4+ и эриторбовой кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и тиогликолевой кислоты (TGA); соли Na+, K+ или NH4+ и гидроксиуксусной кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и лимонной кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и винной кислоты или другие аналогичные соли или их смеси или сочетания. Подходящие добавки, которые работают на пороговых эффектах, комплексообразователи, включают, без ограничения: фосфаты, например гексаметилфосфат натрия, линейные фосфатные соли, соли полифосфорной кислоты, фосфонаты, например, неионные, включая HEDP (гидроксиэтилидендифосфорная кислота), PBTC (фосфонобутантрикарбоновая кислота), аминофосфонаты MEA (моноэтаноламин), NH3, EDA (этилендиамин), бисгидроксиэтилендиамин, бисаминоэтилэфир, DETA (диэтилентриамин), HMDA (гексаметилендиамин), высшие гомологи и изомеры HMDA, полиамины EDA и DETA, дигликоламин и его гомологи, или аналогичные полиамины или их смеси или сочетания; сложные эфиры фосфорной кислоты, например, сложные эфиры полифосфорной кислоты или сложные эфиры пентоксида фосфора (P2O5) и алканоламинов, включая MEA, DEA, триэтаноламин (TEA), бисгидроксиэтилэтилендиамин; этоксилированные спирты, глицерин, гликоли, в том числе EG (этиленгликоль), пропиленгликоль, бутиленгликоль, гексиленгликоль, триметилолпропан, пентаэритрит, неопентилгликоль и т.п.; три- и тетрагидроксиамины; этоксилированные алкилфенолы (применение ограничено вследствие проблем токсичности), этоксилированные амины, в том числе моноамины, например N-метилдиэтаноламин (MDEA) и высшие амины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода, диамины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода и т.п.; полимеры, например гомополимеры аспарагиновой кислоты, растворимые гомополимеры акриловой кислоты, сополимеры акриловой кислоты и метакриловой кислоты, терполимеры ацилатов, 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислота (AMPS) и т.д., гидролизованные полиакриламиды, ангидрид полияблочной кислоты (PMA) и т.п.; или их смеси или сочетания.
Нейтрализация диоксида углерода
Подходящие добавки для нейтрализации CO2 и для использования в составах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, MEA, DEA, изопропиламин, циклогексиламин, морфолин, диамины, диметиламинопропиламин (DMAPA), этилендиамин, метоксипропиламин (MOPA), диметилэтаноламин, метилдиэтаноламин (MDEA) и олигомеры, имидазолины EDA и гомологи и высшие аддукты, имидазолины аминоэтилэтаноламина (AEEA), аминоэтилпиперазин, аминоэтилэтаноламин, диизопропаноламин, AMP-90™ и Angus AMP-95 от фирмы DOW, диалкиламины (метил, этил, изопропил), моноалкиламины (метил, этил, изопропил), триалкиламины (метил, этил, изопропил), бисгидроксиэтилэтилендиамин (THEED) и т.п., или их смеси или сочетания.
Контроль парафинов
Подходящие добавки для удаления, дисперсии парафинов и/или кристаллического распределения парафинов включают, без ограничения, целлозольвы, которые поставляет фирма DOW Chemicals Company; целлозольвацетаты; кетоны; соли и сложные эфиры уксусной и муравьиной кислот; поверхностно-активные вещества, содержащие этоксилированные или пропоксилированные спирты, алкилфенолы и/или амины; сложные эфиры метилового спирта, в том числе метиловые эфиры жирных кислот кокосового масла, лауриновой кислоты, жирных кислот соевого масла или метиловые эфиры других встречающихся в природе жирных кислот; сульфированные сложные эфиры метилового спирта, в том числе сульфированные метиловые эфиры жирных кислот кокосового масла, лауриновой кислоты, жирных кислот соевого масла или сульфированные метиловые эфиры других встречающихся в природе жирных кислот; хлориды низкомолекулярных четвертичных аммониевых оснований жирных кислот кокосового масла, соевого масла, или амины C10-C24, или моногалогенированные алкил- и арилхлориды; соли четвертичных аммониевых оснований, содержащие двухзамещенные (например, дикоко- и т.д.) и низкомолекулярные галогенированные алкил- и/или арилхлориды; димерные четвертичные соли диалкиловых (метиловых, этиловых, пропиловых, смешанных и т.д.) третичных аминов и дигалогенированных этанов, пропанов и т.д. или дигалогенированные простые эфиры, в том числе дихлорэтиловый эфир (DCEE) и т.п.; димерные четвертичные соли алкиламинов или амидопропиламинов, в том числе кокоамидопропилдиметил, бис-четвертичные аммониевые соли DCEE; или их смеси, или сочетания. Подходящие спирты, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, линейные или разветвленные спирты, в частности, смеси спиртов, прореагировавшие с этиленоксидом, пропиленоксидом или высшим алкиленоксидом, где полученные в результате поверхностно-активные вещества имеют различные гидрофильно-липофильные балансы (ГЛБ). Подходящие алкилфенолы, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, нонилфенол, децилфенол, додецилфенол или другие алкилфенолы, где алкильная группа содержит от приблизительно 4 до приблизительно 30 атомов углерода. Подходящие амины, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, этилендиамин (EDA), диэтиленитриамин (DETA) или другие полиамины. Иллюстративные примеры включают Quadrols, Tetrols, Pentrols, которые поставляет фирма BASF. Подходящие алканоламины включают, без ограничения, моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA), продукты реакции MEA и/или DEA с кокосовыми маслами и кислотами.
Контроль кислорода
Введение воды в скважину часто сопровождается увеличением содержания кислорода в скважинных текучих средах за счет кислорода, растворенного во введенной воде. Таким образом, вводимые в скважину материалы должны работать в кислородных средах или должны работать достаточно хорошо, пока содержание кислорода не уменьшится за счет естественных реакций. В случае системы, которая не может работать в кислороде, кислород необходимо удалять или контролировать в любом вводимом в скважину материале. Эта проблема усиливается в зимний период, когда вводимые материалы включают средства для подготовки к зиме, в том числе воду, спирты, гликоли, целлозольвы, формиаты, ацетаты и т.п., и потому что растворимость кислорода повышается до уровня около 14-15 част./млн в очень холодной воде. Кислород может также усиливать коррозию и образование отложений. В применениях КГТ (капиллярные гибкие трубы) с использованием разбавленных растворов введение растворов приводит к введению окислительной среды (O2) в восстановительную среду (CO2, H2S, органические кислоты и т.д.).
Варианты контроля содержания кислорода включают: (1) удаление воздуха из текучей среды перед введением в скважину, (2) добавление нормальных сульфидов к содержащимся в продукте оксидам серы, чтобы данные оксиды серы не ускоряли воздействие кислоты на металлические поверхности, (3) добавление эриторбатов, аскорбатов, диэтилгидроксиамина или других реагирующих с кислородом соединений, которые добавляют в текучую среду перед введением в скважину; и (4) добавление ингибиторов коррозии или пассивирующих металлы агентов, включая калийные (щелочные) соли сложных эфиров гликолей, этоксилатов многоатомных спиртов или других аналогичных ингибиторов коррозии. Иллюстративные примеры агентов, контролирующих кислород и ингибирующих коррозию, включают смеси тетраметилендиаминов, гексаметилендиаминов, 1,2-диаминоциклогексана, аминные головные фракции или продукты реакции указанных аминов с частичными молярными эквивалентами альдегидов. Другие контролирующие кислород агенты включают амиды салициловой и бензойной кислоты и полиаминов, используемые особенно в щелочных условиях, короткоцепенные ацетилендиолы или аналогичные соединения, сложные эфиры фосфорной кислоты, сложные эфиры борной кислоты и глицерина, соли мочевины и тиомочевины и бисоксалидинов или другие соединения, которые поглощают кислород, реагируют с кислородом или иным образом сокращают концентрацию кислорода, или устраняют его.
Солевые ингибиторы
Подходящие солевые ингибиторы для использования в текучих средах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, соль нитрилотриацетамида Na Minus, которую поставляет фирма Clearwater International, LLC (Хьюстон, штат Техас).
Характеристики пены
Как правило, пенообразующие жидкостные системы производят пену, имеющую высоту, составляющую, по меньшей мере, приблизительно 400 мл, и период полураспада, составляющий, по меньшей мере, приблизительно 2 минуты. В частности, полученная пена будет иметь высоту, составляющую от приблизительно 400 мл до приблизительно 800 мл, и период полураспада, составляющий от приблизительно 2 минут до приблизительно 15 минут или более, в зависимости от применения и точного состава углеводородной текучей среды согласно настоящему изобретению. Устойчивость или период полураспада и высота полученной пены контролируется количеством и типом загустителей в составе, количеством и типом пенообразующих агентов в составе, количеством газа и типом газа в составе, температурой состава и давлением состава. Как правило, при увеличении количества загустителей и/или пенообразующих агентов возможно увеличение устойчивости и высоты пены. Обычно загустители увеличивают устойчивость больше, чем высоту пены, в то время как пенообразующие агенты увеличивают высоту пены. Разумеется, высота пены также прямо пропорциональна количеству и типу газа, растворенного или абсорбированного в текучей среде.
Экспериментальная часть изобретения
Пример 1
Данный пример иллюстрирует получение композиции пеногасителя настоящего изобретения, который обозначен D1.
Добавляли 70 л дистиллированной воды в чистый реактор, затем добавляли 15 л Antifoam B, который поставляет фирма Dow Corning. Полученную смесь интенсивно перемешивали в течение 5 минут. Затем добавляли 15 л Antifoam 1410 при непрерывном перемешивании в течение следующих 30 минут, получая композицию пеногасителя настоящего изобретения, обозначенную D1, который представляет собой молочно-белую жидкость, имеющую pH 7,03 и плотность 0,997.
Свойства D1
D1 в примере 1 представляет собой состав на основе кремнийорганического соединения, который включает полидиметилсилоксан. D1 является неопасным и нетоксичным для окружающей среды. D1 является эффективным в качестве пеногасителя при низких рабочих концентрациях, составляющих от 0,1 масс.% до 2,0 масс.% или по мере необходимости. D1 допускает осуществление циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования или обеспечивает возможность восстановления всех пенообразователей WFT от фирмы Weatherford. D1 является менее дорогостоящим пеногасителем, чем все другие пеногасители, которые поставляет фирма Weatherford. D1 имеет высокую термическую устойчивость. D1 оказался устойчивым до 450°F (232°C) в лабораторных условиях, о чем свидетельствовало отсутствие какого-либо разложения (образования осадка) или обесцвечивания. Пены, погашенные с помощью D1, оказались способными к повторному пенообразованию в системе испытания возможности повторного пенообразования. Таким образом, D1 подходит для использования в агрессивных условиях традиционных систем. D1 также совместим с пенообразующими бурильными добавками от фирмы Weatherford.
В таблице 1 приведены характеристики D1 по разрушению или гашению пен в отношении ряда из четырех пенообразующих систем от фирмы Weatherford: FMA™100, KleanFoam™, DuraFoam™ и TransFoam™.
Таблица 1
Свойства пеногасителя D1
Вода Пенообразователь Концентрация пенообразователя Концентрация D1 (%) FHa Rb
Водопроводная FMA™100 0,5 0,8 0 Да
Водопроводная KleanFoam™ 0,5 0,8 0 Да
Водопроводная DuraFoam™ 0,5 1,0 0 Да
Водопроводная TransFoam™ 0,5 1,0 0 Да
a Высота пены
b Возможность осуществления циклов
Данные таблицы 1 четко показывают, что D1 на уровнях 1 масс.% или ниже представляет собой эффективный и действенный пеногаситель для всех четырех пенообразующих систем от фирмы Weatherford: FMA™100, KleanFoam™, DuraFoam™ и TransFoam™. Уникальность этих данных состоит в том, что один этот пеногаситель способен к пеногашению текучих сред, включая все три пенообразующие системы от фирмы Weatherford, и что лишенные пены текучие среды способны повторно образовывать пену при добавлении дополнительного пенообразователя.
В таблице 2 приведены данные о коррозии для бурового раствора, включающего D1, OmniFoam™ и ингибитор коррозии CorrFoam™ 1.
Таблица 2
Совместимость D1 с добавками к буровому раствору
Номер испытания Исследуемая текучая среда Время (суток) Коррозия(фунт×фут-2×год-1)(1,549×10-7 кг×м-2×с-1) Глубина коррозионных разрушений
1 BBa+OFHTb(2,0%)+D1(2,0%) 2 7,427 (6,852×10-7) Значительная
2 BBa+OFc(2,0%)+D1(2,0%)+CF1d(0,5%)e 2 0,199 (0,3083×10-7) Незначительная
3 CBf(3,5%)+OFc(2,0%)+D1(2,0%)+CF1d(0,5%)e 2 2,856 (4,424×10-7) Значительная
4 CBf(3,5%)+OFc(2,0%)+D1(2,0%) 1 2,562 (3,969×10-7) Средняя
5 CBf(3,5%)+OFHTb(2,0%)+D1(2,0%)+CF1d(0,2%) 1 0,415 (0,643×10-7) Незначительная
6 CBf(3,5%)+OFc(2,0%)+D1(2,0%)+CF1d(0,5%) 1 0,791 (1,225×10-7) Отсутствует
7 CBf(3,5%)+OFc(2,0%)+D1(2,0%)+CF1d(0,2%)e 1 0,452 (0,700×10-7) Незначительная
a Водопроводная вода Elmendorf (приблизительное содержание ионов: 71 част./млн Ca2+, 21 част./млн Na+ и 15 част./млн Mg2+).
b OmniFoam™ HT представляет собой пенообразователь с высокой устойчивостью к нагреванию и солевому раствору, поставляемый фирмой Weatherford International.
c OmniFoam™ представляет собой пенообразователь с высокой устойчивостью к солевому раствору, поставляемый фирмой Weatherford International.
d CF1 означает ингибитор коррозии CorrFoam™ 1, выпускаемый фирмой Weatherford International.
e Кислотность жидкостной системы поддерживали на уровне pH 10.
f Соленая вода.
Данные в таблице 2 свидетельствуют о совместимости D1 в текучей среде, включающей OmniFoam™ и ингибитор коррозии CorrFoam™ 1. Эти данные свидетельствуют не только о приемлемых уровнях коррозии в системах, содержащих D1, пенообразователь OmniFoam™ и ингибитор CorrFoam™ 1, но также смеси показали отсутствие разложения какого-либо из компонентов при температурах вплоть до 250°F (121°C). Кроме того, требуются минимальные количества ингибитора для предотвращения коррозии в текучих средах на основе пресной воды или, что еще более удивительно, на основе морской воды. Испытания 5 и 7 показали, что не требуется регулирование pH, что экономит расходы на химикаты для регулирования pH.
Все документы, цитированные в настоящем описании, включены в него посредством ссылки. Хотя настоящее изобретение описано со ссылкой на его предпочтительные варианты осуществления, прочитав настоящее описание, специалисты в данной области техники могут оценить изменения и модификации, которые могут быть сделаны и которые не выходят за пределы объема и не отклоняются от духа настоящего изобретения, как описано выше и заявлено ниже в формуле изобретения.

Claims (20)

1. Композиция пеногасителя для использования в скважинных применениях, содержащая в расчете на объем:
от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 мас.% метилцеллюлозы, и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана, 1-5 мас.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 мас.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 мас.% моно- и диглицериды C14-C18,
где композиция является устойчивой при температурах вплоть до приблизительно 450°F (232°C).
2. Композиция по п.1, где композиция содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.
3. Композиция по п.1, где композиция содержит:
от приблизительно 60 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.
4. Композиция по п.1, где композиция содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 70 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.
5. Композиция по п.1, где композиция пеногасителя представляет собой молочно-белую жидкость, имеющую рН приблизительно 7,03 и плотность приблизительно 0,997.
6. Композиция по п.1, где композиция является эффективной при концентрации, не превышающей 500 част./млн, во всех вспененных текучих средах, используемых в скважинных применениях.
7. Композиция по п.1, где эффективная концентрация не превышает 400 част./млн.
8. Композиция по п.1, где эффективная концентрация не превышает 300 част./млн.
9. Композиция по п.1, где эффективная концентрация не превышает 200 част./млн.
10. Композиция по п.1, где вспененные текучие среды включают вспененные буровые растворы, вспененные растворы для заканчивания скважины, вспененные жидкости для гидравлического разрыва, вспененные жидкости для воздействия на пласт, пенообразующие цементные растворы и/или другие вспененные текучие среды, используемые в скважинных операциях.
11. Способ, включающий:
добавление эффективного количества композиции пеногасителя к вспененной текучей среде, где его количество достаточно, чтобы привести к полному пеногашению вспененной текучей среды, где композиция пеногасителя содержит в расчете на объем:
от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 мас.% метилцеллюлозы, и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана, 1-5 мас.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 мас.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 мас.% моно- и диглицериды C14-C18,
где композиция пеногасителя является устойчивой при температурах до приблизительно 450°F (232°C), и где композиция пеногасителя допускает повторение циклов пенообразования - пеногашения.
12. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.
13. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя содержит:
от приблизительно 60 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.
14. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 70 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.
15. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя представляет собой молочно-белую жидкость, имеющую рН приблизительно 7,03 и плотность приблизительно 0,997.
16. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 500 част./млн.
17. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 400 част./млн.
18. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 300 част./млн.
19. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 200 част./млн.
20. Способ по п.11, в котором вспененные текучие среды включают
вспененные буровые растворы, вспененные растворы для заканчивания скважины, вспененные жидкости для гидравлического разрыва, вспененные жидкости для воздействия на пласт, пенообразующие цементные растворы и/или другие вспененные текучие среды, используемые в скважинных операциях.
RU2011138209/03A 2010-09-17 2011-09-16 Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения RU2495901C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/885,102 US8846585B2 (en) 2010-09-17 2010-09-17 Defoamer formulation and methods for making and using same
US12/885,102 2010-09-17

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011138209A RU2011138209A (ru) 2013-03-27
RU2495901C2 true RU2495901C2 (ru) 2013-10-20

Family

ID=44908281

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011138209/03A RU2495901C2 (ru) 2010-09-17 2011-09-16 Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения

Country Status (6)

Country Link
US (2) US8846585B2 (ru)
BR (1) BRPI1104925A2 (ru)
CA (1) CA2752295C (ru)
GB (1) GB2483771B (ru)
MX (1) MX337458B (ru)
RU (1) RU2495901C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2712947C1 (ru) * 2019-09-26 2020-02-03 Общество с ограниченной ответственностью "Алдико" Пеногасящая композиция
RU2717850C1 (ru) * 2019-08-02 2020-03-26 Публичное акционерное общество "Газпром" Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8563481B2 (en) 2005-02-25 2013-10-22 Clearwater International Llc Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same
US8871694B2 (en) 2005-12-09 2014-10-28 Sarkis R. Kakadjian Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation
US8084401B2 (en) 2006-01-25 2011-12-27 Clearwater International, Llc Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent
US8728989B2 (en) 2007-06-19 2014-05-20 Clearwater International Oil based concentrated slurries and methods for making and using same
US7956217B2 (en) 2008-07-21 2011-06-07 Clearwater International, Llc Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same
US9945220B2 (en) 2008-10-08 2018-04-17 The Lubrizol Corporation Methods and system for creating high conductivity fractures
US9909404B2 (en) 2008-10-08 2018-03-06 The Lubrizol Corporation Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations
US8835364B2 (en) 2010-04-12 2014-09-16 Clearwater International, Llc Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids
US8851174B2 (en) 2010-05-20 2014-10-07 Clearwater International Llc Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same
US8899328B2 (en) 2010-05-20 2014-12-02 Clearwater International Llc Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same
US8841240B2 (en) 2011-03-21 2014-09-23 Clearwater International, Llc Enhancing drag reduction properties of slick water systems
US9022120B2 (en) 2011-04-26 2015-05-05 Lubrizol Oilfield Solutions, LLC Dry polymer mixing process for forming gelled fluids
US9464504B2 (en) 2011-05-06 2016-10-11 Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems
US8944164B2 (en) 2011-09-28 2015-02-03 Clearwater International Llc Aggregating reagents and methods for making and using same
US8932996B2 (en) 2012-01-11 2015-01-13 Clearwater International L.L.C. Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same
EP2666958A1 (en) * 2012-05-23 2013-11-27 Linde Aktiengesellschaft Method of fraccing a well
US10604693B2 (en) 2012-09-25 2020-03-31 Weatherford Technology Holdings, Llc High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same
US10669468B2 (en) 2013-10-08 2020-06-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Reusable high performance water based drilling fluids
US20150191645A1 (en) * 2013-11-20 2015-07-09 Weatherford/Lamb, Inc. Anti-agglomerants for the prevention of hydrates
US10202828B2 (en) 2014-04-21 2019-02-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same
US10001769B2 (en) 2014-11-18 2018-06-19 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems and methods for optimizing formation fracturing operations
AU2016301235B2 (en) 2015-08-03 2020-08-20 Championx Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
CA3030763A1 (en) 2016-07-15 2018-01-18 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
US20190309211A1 (en) * 2018-04-06 2019-10-10 Schlumberger Technology Corporation Cellulose nanofibers in extended cement systems
CN112638492A (zh) 2018-09-28 2021-04-09 陶氏环球技术有限责任公司 烷基醚胺泡沫控制化合物和加工食品的方法
CN114011117B (zh) * 2021-11-29 2023-03-14 淄博爱迪毅环保技术有限公司 一种消泡剂及其制备方法
CN114949939B (zh) * 2022-04-29 2023-10-03 广州安达净水材料有限公司 一种垃圾渗滤液蒸发用消泡剂及其制备方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0663225A1 (en) * 1993-12-28 1995-07-19 Dow Corning Corporation Foam control compositions
US5942469A (en) * 1995-05-03 1999-08-24 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil well stimulation composition and process
RU2303606C2 (ru) * 2001-10-01 2007-07-27 Конокофиллипс Компани Сверхвысокомолекулярный полиолефин, используемый в качестве добавки, улучшающей текучесть холодных жидкостей
WO2007142966A2 (en) * 2006-06-01 2007-12-13 Multi-Chem Group, Llc Defoamer composition for suppressing oil-based and water-based foams
RU2344152C1 (ru) * 2007-04-20 2009-01-20 Открытое акционерное общество "Газпром" Буровой раствор
WO2010049249A1 (fr) * 2008-10-27 2010-05-06 Bluestar Silicones France Sas Nouveau fluide de cimentation

Family Cites Families (170)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2196042A (en) 1938-02-01 1940-04-02 Pyrene Minimax Corp Fire extinguishing foam stabilizer
US2390153A (en) 1940-06-26 1945-12-04 Kern Rudolf Condensation products and process of producing same
NL190730A (ru) 1953-10-09
US2805958A (en) 1955-03-08 1957-09-10 Gen Electric Preparation of hydrophobic silicas
IT649855A (ru) 1960-05-05
US3059909A (en) 1960-12-09 1962-10-23 Chrysler Corp Thermostatic fuel mixture control
US3163219A (en) 1961-06-22 1964-12-29 Atlantic Refining Co Borate-gum gel breakers
US3301848A (en) 1962-10-30 1967-01-31 Pillsbury Co Polysaccharides and methods for production thereof
US3301723A (en) 1964-02-06 1967-01-31 Du Pont Gelled compositions containing galactomannan gums
GB1073338A (en) 1965-07-21 1967-06-21 British Titan Products Mixed coating process
US3303896A (en) 1965-08-17 1967-02-14 Procter & Gamble Process for drilling boreholes in the earth utilizing amine oxide surfactant foaming agent
US3565176A (en) 1969-09-08 1971-02-23 Clifford V Wittenwyler Consolidation of earth formation using epoxy-modified resins
US3618666A (en) * 1970-01-12 1971-11-09 Petrolite Corp Steam injection of oil formations
US3856921A (en) 1970-07-22 1974-12-24 Exxon Research Engineering Co Promoting scrubbing of acid gases
FR2224466B1 (ru) 1973-04-04 1978-12-01 Basf Ag
US3933205A (en) 1973-10-09 1976-01-20 Othar Meade Kiel Hydraulic fracturing process using reverse flow
AR207130A1 (es) 1973-12-12 1976-09-15 Dow Chemical Co Un metodo de reducir la viscosidad de un liquido organico
US3888312A (en) 1974-04-29 1975-06-10 Halliburton Co Method and compositions for fracturing well formations
US3960736A (en) 1974-06-03 1976-06-01 The Dow Chemical Company Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations
US3937283A (en) 1974-10-17 1976-02-10 The Dow Chemical Company Formation fracturing with stable foam
US3965982A (en) 1975-03-31 1976-06-29 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing method for creating horizontal fractures
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
US4007792A (en) 1976-02-02 1977-02-15 Phillips Petroleum Company Hydraulic fracturing method using viscosified surfactant solutions
US4067389A (en) 1976-07-16 1978-01-10 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing technique
US4113631A (en) 1976-08-10 1978-09-12 The Dow Chemical Company Foaming and silt suspending agent
FR2439230A1 (fr) 1978-10-17 1980-05-16 Seppic Sa Utilisation d'amines grasses pour ameliorer les proprietes des mousses, et les agents moussants ameliores contenant ces amines
NO148995C (no) 1979-08-16 1986-06-12 Elkem As Fremgangsmaate for fremstilling av sementslurry med lav egenvekt for bruk ved sementering av olje- og gassbroenner.
US4725372A (en) 1980-10-27 1988-02-16 The Dow Chemical Company Aqueous wellbore service fluids
US4378845A (en) 1980-12-30 1983-04-05 Mobil Oil Corporation Sand control method employing special hydraulic fracturing technique
US4683068A (en) 1981-10-29 1987-07-28 Dowell Schlumberger Incorporated Fracturing of subterranean formations
US4561985A (en) 1982-06-28 1985-12-31 Union Carbide Corporation Hec-bentonite compatible blends
US4705113A (en) 1982-09-28 1987-11-10 Atlantic Richfield Company Method of cold water enhanced hydraulic fracturing
US4541935A (en) 1982-11-08 1985-09-17 The Dow Chemical Company Hydraulic fracturing process and compositions
US4479041A (en) 1982-11-22 1984-10-23 General Electric Company Pneumatic ball contact switch
US4514309A (en) 1982-12-27 1985-04-30 Hughes Tool Company Cross-linking system for water based well fracturing fluids
US4748011A (en) 1983-07-13 1988-05-31 Baize Thomas H Method and apparatus for sweetening natural gas
US4506734A (en) 1983-09-07 1985-03-26 The Standard Oil Company Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure
US4695389A (en) 1984-03-16 1987-09-22 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4549608A (en) 1984-07-12 1985-10-29 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing method employing special sand control technique
US4623021A (en) 1984-11-14 1986-11-18 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing method employing a fines control technique
US4686052A (en) 1985-07-08 1987-08-11 Dowell Schlumberger Incorporated Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor
US4654266A (en) 1985-12-24 1987-03-31 Kachnik Joseph L Durable, high-strength proppant and method for forming same
US4660643A (en) 1986-02-13 1987-04-28 Atlantic Richfield Company Cold fluid hydraulic fracturing process for mineral bearing formations
US4657081A (en) 1986-02-19 1987-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition
US4739834A (en) 1986-02-24 1988-04-26 Exxon Research And Engineering Company Controlled hydraulic fracturing via nonaqueous solutions containing low charge density polyampholytes
US4724905A (en) 1986-09-15 1988-02-16 Mobil Oil Corporation Sequential hydraulic fracturing
US6262125B1 (en) 1986-12-02 2001-07-17 University Of Florida Research Foundation, Inc. Sterically hindered tetraamines and method for their production
US4848468A (en) 1986-12-08 1989-07-18 Mobil Oil Corp. Enhanced hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation
US4714115A (en) 1986-12-08 1987-12-22 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation
US4718490A (en) 1986-12-24 1988-01-12 Mobil Oil Corporation Creation of multiple sequential hydraulic fractures via hydraulic fracturing combined with controlled pulse fracturing
US4741401A (en) 1987-01-16 1988-05-03 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
US4779680A (en) 1987-05-13 1988-10-25 Marathon Oil Company Hydraulic fracturing process using a polymer gel
BR8702856A (pt) 1987-06-05 1988-12-20 Petroleo Brasileiro Sa Processo continuo de fraturamento hidraulico com espuma
US4795574A (en) 1987-11-13 1989-01-03 Nalco Chemical Company Low temperature breakers for gelled fracturing fluids
US4892147A (en) 1987-12-28 1990-01-09 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing utilizing a refractory proppant
US4852650A (en) 1987-12-28 1989-08-01 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control
US4817717A (en) 1987-12-28 1989-04-04 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing with a refractory proppant for sand control
US4830106A (en) 1987-12-29 1989-05-16 Mobil Oil Corporation Simultaneous hydraulic fracturing
US4926940A (en) 1988-09-06 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subsurface formation
US4869322A (en) 1988-10-07 1989-09-26 Mobil Oil Corporation Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation
US4978512B1 (en) 1988-12-23 1993-06-15 Composition and method for sweetening hydrocarbons
CA2007965C (en) 1989-02-13 1996-02-27 Jerry J. Weers Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from petroleum residua
US5169411A (en) 1989-03-03 1992-12-08 Petrolite Corporation Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from crude oil, petroleum residua and fuels
US4938286A (en) 1989-07-14 1990-07-03 Mobil Oil Corporation Method for formation stimulation in horizontal wellbores using hydraulic fracturing
JPH087313Y2 (ja) 1989-10-13 1996-03-04 三菱重工業株式会社 冷凍装置の制御装置
US5074359A (en) 1989-11-06 1991-12-24 Atlantic Richfield Company Method for hydraulic fracturing cased wellbores
US5024276A (en) 1989-11-28 1991-06-18 Shell Oil Company Hydraulic fracturing in subterranean formations
US5110486A (en) 1989-12-14 1992-05-05 Exxon Research And Engineering Company Breaker chemical encapsulated with a crosslinked elastomer coating
US5005645A (en) 1989-12-06 1991-04-09 Mobil Oil Corporation Method for enhancing heavy oil production using hydraulic fracturing
US5082579A (en) 1990-01-16 1992-01-21 Bj Services Company Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans
DE4027300A1 (de) 1990-08-29 1992-03-05 Linde Ag Verfahren zur selektiven entfernung anorganischer und/oder organischen schwefelverbindungen
US5106518A (en) 1990-11-09 1992-04-21 The Western Company Of North America Breaker system for high viscosity fluids and method of use
US5099923A (en) 1991-02-25 1992-03-31 Nalco Chemical Company Clay stabilizing method for oil and gas well treatment
US5224546A (en) 1991-03-18 1993-07-06 Smith William H Method of breaking metal-crosslinked polymers
CA2073806C (en) 1991-07-24 2003-09-23 S. Bruce Mcconnell Delayed borate crosslinking fracturing fluid
US5877127A (en) 1991-07-24 1999-03-02 Schlumberger Technology Corporation On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids
US5424284A (en) 1991-10-28 1995-06-13 M-I Drilling Fluids Company Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US5908814A (en) 1991-10-28 1999-06-01 M-I L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US5259455A (en) 1992-05-18 1993-11-09 Nimerick Kenneth H Method of using borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
US5228510A (en) 1992-05-20 1993-07-20 Mobil Oil Corporation Method for enhancement of sequential hydraulic fracturing using control pulse fracturing
US5624886A (en) 1992-07-29 1997-04-29 Bj Services Company Controlled degradation of polysaccharides
US5246073A (en) 1992-08-31 1993-09-21 Union Oil Company Of California High temperature stable gels
US5347004A (en) 1992-10-09 1994-09-13 Baker Hughes, Inc. Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers
US5330005A (en) 1993-04-05 1994-07-19 Dowell Schlumberger Incorporated Control of particulate flowback in subterranean wells
CA2119316C (en) 1993-04-05 2006-01-03 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
CA2125513A1 (en) 1993-07-30 1995-01-31 Kishan Bhatia Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon streams
US5363919A (en) 1993-11-15 1994-11-15 Mobil Oil Corporation Simultaneous hydraulic fracturing using fluids with different densities
US5402846A (en) 1993-11-15 1995-04-04 Mobil Oil Corporation Unique method of hydraulic fracturing
US5411091A (en) 1993-12-09 1995-05-02 Mobil Oil Corporation Use of thin liquid spacer volumes to enhance hydraulic fracturing
US5482116A (en) 1993-12-10 1996-01-09 Mobil Oil Corporation Wellbore guided hydraulic fracturing
US6001887A (en) * 1993-12-17 1999-12-14 Th. Goldschmidt Ag Defoamer emulsion based on organofunctionally modified polysiloxanes
US5571315A (en) 1994-03-14 1996-11-05 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5488083A (en) 1994-03-16 1996-01-30 Benchmark Research And Technology, Inc. Method of gelling a guar or derivatized guar polymer solution utilized to perform a hydraulic fracturing operation
US5472049A (en) 1994-04-20 1995-12-05 Union Oil Company Of California Hydraulic fracturing of shallow wells
US5465792A (en) 1994-07-20 1995-11-14 Bj Services Company Method of controlling production of excess water in oil and gas wells
EP0770169B1 (en) 1994-08-05 1999-11-03 Bp Exploration Operating Company Limited Hydrate inhibition
US5980845A (en) 1994-08-24 1999-11-09 Cherry; Doyle Regeneration of hydrogen sulfide scavengers
US5688478A (en) 1994-08-24 1997-11-18 Crescent Holdings Limited Method for scavenging sulfides
US5462721A (en) 1994-08-24 1995-10-31 Crescent Holdings Limited Hydrogen sulfide scavenging process
US5539044A (en) * 1994-09-02 1996-07-23 Conoco In. Slurry drag reducer
US5497831A (en) 1994-10-03 1996-03-12 Atlantic Richfield Company Hydraulic fracturing from deviated wells
DE4438930C1 (de) 1994-10-31 1995-10-26 Daimler Benz Ag Zahnstangenlenkung bzw. -steuerung mit Servomotor
JP3154631B2 (ja) 1994-11-28 2001-04-09 三井化学株式会社 メチレン架橋ポリフェニレンポリアミンの製造方法
US5551516A (en) 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5635458A (en) 1995-03-01 1997-06-03 M-I Drilling Fluids, L.L.C. Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks
US6047772A (en) 1995-03-29 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5787986A (en) 1995-03-29 1998-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5833000A (en) 1995-03-29 1998-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775425A (en) 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US5674377A (en) 1995-06-19 1997-10-07 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
CA2231378C (en) 1995-09-11 2009-06-30 M-I L.L.C. Glycol based drilling fluid
US5744024A (en) 1995-10-12 1998-04-28 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
US5807812A (en) 1995-10-26 1998-09-15 Clearwater, Inc. Controlled gel breaker
US5722490A (en) 1995-12-20 1998-03-03 Ely And Associates, Inc. Method of completing and hydraulic fracturing of a well
US5649596A (en) 1996-02-27 1997-07-22 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Use of breaker chemicals in gelled hydrocarbons
US5669447A (en) 1996-04-01 1997-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for breaking viscosified fluids
US5806597A (en) 1996-05-01 1998-09-15 Bj Services Company Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation
JP3868027B2 (ja) 1996-06-12 2007-01-17 三井化学株式会社 トリアミノジフェニルメタン類を主要成分とするメチレン架橋ポリフェニレンポリアミンの製造方法
JP3696993B2 (ja) 1996-10-09 2005-09-21 石原産業株式会社 二酸化チタン顔料の製造方法
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6267938B1 (en) 1996-11-04 2001-07-31 Stanchem, Inc. Scavengers for use in reducing sulfide impurities
US6059034A (en) 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6330916B1 (en) 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6169058B1 (en) 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US6258859B1 (en) 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US5908073A (en) 1997-06-26 1999-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing well fracture proppant flow-back
GB9714102D0 (en) 1997-07-04 1997-09-10 Ciba Geigy Ag Compounds
GB2330585B (en) 1997-10-16 2001-08-01 Nalco Exxon Energy Chem Lp Gelling agent for hydrocarbon liquid and method of use
US6016871A (en) 1997-10-31 2000-01-25 Burts, Jr.; Boyce D. Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation
US6035936A (en) 1997-11-06 2000-03-14 Whalen; Robert T. Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations
AUPP209498A0 (en) 1998-03-02 1998-03-26 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Hydraulic fracturing of ore bodies
US6069118A (en) 1998-05-28 2000-05-30 Schlumberger Technology Corporation Enhancing fluid removal from fractures deliberately introduced into the subsurface
US6162766A (en) 1998-05-29 2000-12-19 3M Innovative Properties Company Encapsulated breakers, compositions and methods of use
US6004908A (en) 1998-11-25 1999-12-21 Clearwater, Inc. Rapid gel formation in hydrocarbon recovery
US6228812B1 (en) 1998-12-10 2001-05-08 Bj Services Company Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability
US6283212B1 (en) 1999-04-23 2001-09-04 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for deliberate fluid removal by capillary imbibition
US6133205A (en) 1999-09-08 2000-10-17 Nalco/Exxon Energy Chemical L.P. Method of reducing the concentration of metal soaps of partially esterified phosphates from hydrocarbon flowback fluids
US6875728B2 (en) 1999-12-29 2005-04-05 Bj Services Company Canada Method for fracturing subterranean formations
US6247543B1 (en) 2000-02-11 2001-06-19 M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US6756345B2 (en) 2000-05-15 2004-06-29 Bj Services Company Well service composition and method
CA2432160C (en) 2001-01-09 2010-04-13 Bj Services Company Well treatment fluid compositions and methods for their use
US6528568B2 (en) 2001-02-23 2003-03-04 Millennium Inorganic Chemicals, Inc. Method for manufacturing high opacity, durable pigment
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US6725931B2 (en) 2002-06-26 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells
EP2045439B1 (en) 2002-05-24 2010-07-21 3M Innovative Properties Company Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery
US6832650B2 (en) 2002-09-11 2004-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells
WO2005019355A1 (en) * 2003-08-11 2005-03-03 The Glidden Company Curable polymeric water based coating compositions and resulting coatings with barrier properties for gases and coated substrates and containers
US7017665B2 (en) 2003-08-26 2006-03-28 Halliburton Energy Services, Inc. Strengthening near well bore subterranean formations
US7204311B2 (en) 2003-08-27 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation
US7140433B2 (en) 2003-12-12 2006-11-28 Clearwater International, Llc Diamine terminated primary amine-aldehyde sulfur converting compositions and methods for making and using same
US9018145B2 (en) 2003-12-23 2015-04-28 Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. Foamer composition and methods for making and using same
JP3925932B2 (ja) 2004-01-08 2007-06-06 株式会社 東北テクノアーチ 有機修飾金属酸化物ナノ粒子の製造法
US7517447B2 (en) 2004-01-09 2009-04-14 Clearwater International, Llc Sterically hindered N-methylsecondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same
US7971659B2 (en) 2004-05-05 2011-07-05 Clearwater International, Llc Foamer/sulfur scavenger composition and methods for making and using same
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
US8563481B2 (en) 2005-02-25 2013-10-22 Clearwater International Llc Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same
US7767628B2 (en) 2005-12-02 2010-08-03 Clearwater International, Llc Method for foaming a hydrocarbon drilling fluid and for producing light weight hydrocarbon fluids
US7350579B2 (en) 2005-12-09 2008-04-01 Clearwater International Llc Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same
US7392847B2 (en) 2005-12-09 2008-07-01 Clearwater International, Llc Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same
US8097567B2 (en) 2006-01-09 2012-01-17 Clearwater International, Llc Well drilling fluids having clay control properties
US8084401B2 (en) 2006-01-25 2011-12-27 Clearwater International, Llc Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent
US7712535B2 (en) 2006-10-31 2010-05-11 Clearwater International, Llc Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids
US8172952B2 (en) 2007-02-21 2012-05-08 Clearwater International, Llc Reduction of hydrogen sulfide in water treatment systems or other systems that collect and transmit bi-phasic fluids
US7992653B2 (en) 2007-04-18 2011-08-09 Clearwater International Foamed fluid additive for underbalance drilling
US7565933B2 (en) 2007-04-18 2009-07-28 Clearwater International, LLC. Non-aqueous foam composition for gas lift injection and methods for making and using same
US8158562B2 (en) 2007-04-27 2012-04-17 Clearwater International, Llc Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same
US8034750B2 (en) 2007-05-14 2011-10-11 Clearwater International Llc Borozirconate systems in completion systems
US8728989B2 (en) 2007-06-19 2014-05-20 Clearwater International Oil based concentrated slurries and methods for making and using same
US7989404B2 (en) 2008-02-11 2011-08-02 Clearwater International, Llc Compositions and methods for gas well treatment
DE102009028041A1 (de) * 2009-07-27 2011-02-03 Wacker Chemie Ag Entschäumerformulierungen

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0663225A1 (en) * 1993-12-28 1995-07-19 Dow Corning Corporation Foam control compositions
US5942469A (en) * 1995-05-03 1999-08-24 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil well stimulation composition and process
RU2303606C2 (ru) * 2001-10-01 2007-07-27 Конокофиллипс Компани Сверхвысокомолекулярный полиолефин, используемый в качестве добавки, улучшающей текучесть холодных жидкостей
WO2007142966A2 (en) * 2006-06-01 2007-12-13 Multi-Chem Group, Llc Defoamer composition for suppressing oil-based and water-based foams
RU2344152C1 (ru) * 2007-04-20 2009-01-20 Открытое акционерное общество "Газпром" Буровой раствор
WO2010049249A1 (fr) * 2008-10-27 2010-05-06 Bluestar Silicones France Sas Nouveau fluide de cimentation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2717850C1 (ru) * 2019-08-02 2020-03-26 Публичное акционерное общество "Газпром" Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта
RU2712947C1 (ru) * 2019-09-26 2020-02-03 Общество с ограниченной ответственностью "Алдико" Пеногасящая композиция

Also Published As

Publication number Publication date
GB201115557D0 (en) 2011-10-26
MX337458B (es) 2016-03-03
MX2011009692A (es) 2012-06-20
RU2011138209A (ru) 2013-03-27
GB2483771B (en) 2012-11-28
US20140323362A1 (en) 2014-10-30
BRPI1104925A2 (pt) 2013-01-22
US9255220B2 (en) 2016-02-09
CA2752295A1 (en) 2012-03-17
US8846585B2 (en) 2014-09-30
US20120071370A1 (en) 2012-03-22
GB2483771A (en) 2012-03-21
CA2752295C (en) 2014-01-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2495901C2 (ru) Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения
US7992653B2 (en) Foamed fluid additive for underbalance drilling
US9085724B2 (en) Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same
US8932996B2 (en) Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same
US9234125B2 (en) Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same
RU2445335C2 (ru) Добавки, улучшающие работоспособность в зимних условиях, для полимерных суспензий на масляной основе и способ их получения и использования
CA2506278C (en) A foamer/sulfur scavenger composition and methods for making and using same
CA2703883C (en) Imidazoline-based heterocyclic foamers for downhole injection
US8746341B2 (en) Quaternary foamers for downhole injection
WO2016145172A1 (en) Winterizing compositions for sulfur scavengers and methods for making and using same

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160917