RU2745681C2 - Самоотклоняющаяся кислотная система - Google Patents
Самоотклоняющаяся кислотная система Download PDFInfo
- Publication number
- RU2745681C2 RU2745681C2 RU2018140774A RU2018140774A RU2745681C2 RU 2745681 C2 RU2745681 C2 RU 2745681C2 RU 2018140774 A RU2018140774 A RU 2018140774A RU 2018140774 A RU2018140774 A RU 2018140774A RU 2745681 C2 RU2745681 C2 RU 2745681C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon atoms
- group
- fluid
- alkyl
- gelling
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 77
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 26
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 20
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- -1 alkylaryl alcohol Chemical compound 0.000 claims abstract description 11
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 16
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 9
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Chemical group OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 7
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 5
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical group CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 4
- CYRMSUTZVYGINF-UHFFFAOYSA-N trichlorofluoromethane Chemical compound FC(Cl)(Cl)Cl CYRMSUTZVYGINF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 18
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 11
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 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
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- FZGFBJMPSHGTRQ-UHFFFAOYSA-M trimethyl(2-prop-2-enoyloxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCOC(=O)C=C FZGFBJMPSHGTRQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- DJABNVJZYFGAJE-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-5-ethylpyrrolidin-2-one Chemical compound CCC1CCC(=O)N1C=C DJABNVJZYFGAJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IGGDKDTUCAWDAN-UHFFFAOYSA-N 1-vinylnaphthalene Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=CC=CC2=C1 IGGDKDTUCAWDAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZHCGVAXFRLLEFW-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)CNC(=O)C=C ZHCGVAXFRLLEFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- JTHZUSWLNCPZLX-UHFFFAOYSA-N 6-fluoro-3-methyl-2h-indazole Chemical compound FC1=CC=C2C(C)=NNC2=C1 JTHZUSWLNCPZLX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M Aminoacetate Chemical compound NCC([O-])=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 238000013170 computed tomography imaging Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- AVWKSSYTZYDQFG-UHFFFAOYSA-M dimethyl-octadecyl-prop-2-enylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC=C AVWKSSYTZYDQFG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- GFJVXXWOPWLRNU-UHFFFAOYSA-N ethenyl formate Chemical compound C=COC=O GFJVXXWOPWLRNU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005677 ethinylene group Chemical group [*:2]C#C[*:1] 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 150000008040 ionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000002762 monocarboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYMUDOWMRHNHHP-UHFFFAOYSA-N n-[4-(dimethylamino)butyl]prop-2-enamide Chemical compound CN(C)CCCCNC(=O)C=C QYMUDOWMRHNHHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 150000003140 primary amides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 125000000467 secondary amino group Chemical group [H]N([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 229940117986 sulfobetaine Drugs 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C233/00—Carboxylic acid amides
- C07C233/01—Carboxylic acid amides having carbon atoms of carboxamide groups bound to hydrogen atoms or to acyclic carbon atoms
- C07C233/34—Carboxylic acid amides having carbon atoms of carboxamide groups bound to hydrogen atoms or to acyclic carbon atoms having the nitrogen atom of at least one of the carboxamide groups bound to a carbon atom of a hydrocarbon radical substituted by amino groups
- C07C233/35—Carboxylic acid amides having carbon atoms of carboxamide groups bound to hydrogen atoms or to acyclic carbon atoms having the nitrogen atom of at least one of the carboxamide groups bound to a carbon atom of a hydrocarbon radical substituted by amino groups with the substituted hydrocarbon radical bound to the nitrogen atom of the carboxamide group by an acyclic carbon atom
- C07C233/36—Carboxylic acid amides having carbon atoms of carboxamide groups bound to hydrogen atoms or to acyclic carbon atoms having the nitrogen atom of at least one of the carboxamide groups bound to a carbon atom of a hydrocarbon radical substituted by amino groups with the substituted hydrocarbon radical bound to the nitrogen atom of the carboxamide group by an acyclic carbon atom having the carbon atom of the carboxamide group bound to a hydrogen atom or to a carbon atom of an acyclic saturated carbon skeleton
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C309/00—Sulfonic acids; Halides, esters, or anhydrides thereof
- C07C309/01—Sulfonic acids
- C07C309/02—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms
- C07C309/03—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton
- C07C309/13—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton containing nitrogen atoms, not being part of nitro or nitroso groups, bound to the carbon skeleton
- C07C309/14—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton containing nitrogen atoms, not being part of nitro or nitroso groups, bound to the carbon skeleton containing amino groups bound to the carbon skeleton
-
- 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
- C09K8/665—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
- C09K8/60—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
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Eyeglasses (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам применения гелеобразующих текучих сред для кислотной обработки пласта. Технический результат – получение эффективного отклоняющего агента для кислотных обработок при умеренных и повышенных температурах с возможностью уменьшения вязкости геелеобразующей текучей среды со временем при температуре пласта для легкой очистки. Представлен способ кислотной обработки пласта, через который проходит ствол скважины, включающий закачивание в ствол скважины под давлением, ниже требующегося для гидроразрыва пласта, текучей среды для обработки, которая содержит гелеобразующую текучую среду, содержащую гелеобразующий агент и гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер, и водный раствор кислоты; обеспечение возможности кислотной обработки пласта под действием текучей среды для обработки. Указанный гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер содержит по меньшей мере одну нерастворимую в воде часть, выбранную из группы, состоящей из сложных эфиров линейного или разветвленного алкилового или алкиларилового спирта и акриловой или метакриловой кислоты. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 6 пр. 8 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[001] Настоящая заявка испрашивает приоритет согласно 35 U.S.С. § 119(e) согласно предварительной заявке на патент США №62/341254, поданной 25 мая 2016 г., полное содержание которой включено в настоящую заявку посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[002] Существует несколько способов обработки пласта для интенсификации притока с целью увеличения нефтедобычи, таких как гидравлический разрыв и кислотная обработка. Гидравлический разрыв включает закачивание в пласт специально разработанных текучих сред под высоким давлением с целью создания трещин, которые удерживаются открытыми после завершения обработки благодаря пропантам, содержащимся в текучей среде.
[003] Напротив, кислотную обработку применяют для пластов с низкой проницаемостью. Она включает закачивание кислоты в пласт. Затем кислота реагирует с растворимыми веществами в пласте, создавая пути для проникновения нефти.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[004] Фиг. 1 представляет собой график, показывающий увеличение вязкости гелеобразующего поверхностно-активного вещества при добавлении гидрофобно-модифицированного ассоциативного полимера (АП);
[005] Фиг. 2 представляет собой график, показывающий модуль накопления и модуль потерь для гелеобразующего поверхностно-активного вещества и гелеобразующего поверхностно-активного вещества + АП в 22,8% масс. CaCl2;
[006] Фиг. 3 представляет собой график, показывающий медленное уменьшение вязкости со временем, указывающее на то, что АП действует как отсроченный внутренний разжижитель геля;
[007] Фиг. 4 представляет собой график, показывающий зависимость кажущейся вязкости от температуры для 6% гелеобразующей текучей среды из Примера 1, содержащей кислотные добавки и не содержащей кислотных добавок;
[008] Фиг. 5 представляет собой график, показывающий профиль падения давления для 15% HCl;
[009] Фиг. 6 представляет собой график, показывающий профиль падения давления для 20% HCl;
[0010] Фиг. 7 представляет собой КТ-изображения кернов после обработки 15% HCl при 93°С (200°F); и
[0011] Фиг. 8 представляет собой КТ-изображения кернов после обработки 20% HCl при 93°С (200°F).
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0012] Согласно настоящему изобретению предложен способ кислотной обработки пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии закачивания в ствол скважины, под давлением ниже требующегося для гидроразрыва пласта, текучей среды для обработки, которая содержит гелеобразующую текучую среду, содержащую гелеобразующий агент и гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер, и водный раствор кислоты; и обеспечения возможности кислотной обработки пласта под действием текучей среды для обработки. В одном из вариантов реализации указанный способ дополнительно включает обеспечение возможности текучей среде для обработки самоотклоняться внутрь пласта.
[0013] Также описан способ обработки нефтедобывающей скважины, включающий стадию закачки в скважину текучей среды, содержащей: (i) гелеобразующий агент и (ii) гидрофобно-модифицированный полимер в количестве ниже его концентрации С*.
[0014] В одном из вариантов реализации гелеобразующий агент включает поверхностно-активное вещество, выбранное из Формул I, II, III, IV, и комбинаций указанных соединений. В одном из вариантов реализации гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер (АП) включает по меньшей мере одну водорастворимую часть, выбранную из акриламида, метакриламида, акриловой кислоты, метакриловой кислоты, 2-акриламидометилпропансульфоновой кислоты, N-винилпирролидона, N-винилформамида и смесей указанных соединений. В другом варианте реализации АП включает по меньшей мере одну нерастворимую в воде часть, выбранную из группы, состоящей из сложных эфиров линейного или разветвленного алкилового или алкиларилового спирта и акриловой или метакриловой кислоты, амидов линейного или разветвленного алкила или алкиларила и акриламида или метакриламида, стирола, бутадиена, 1-винилнафталина и смесей указанных соединений.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0015] Настоящее изобретение относится к способам применения гелеобразующих текучих сред для кислотной обработки пласта. В одном из вариантов реализации гелеобразующая текучая среда содержит гелеобразующий агент и гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер (АП). Согласно настоящему описанию, гелеобразующий агент включает одну или более молекул на основе поверхностно-активных веществ.
[0016] В одном из вариантов реализации гелеобразующая текучая среда содержит гелеобразующий агент, выбранный из Формул I, II, III, IV, и комбинаций указанных соединений:
[0017] В Формуле I, R1 выбран из алкила, алкенила, алкиларилалкилена, алкениларилалкилена, алкиламиноалкилена, алкениламиноалкилена, алкиламидоалкилена или алкениламидоалкилена, где каждая из указанных алкильных групп содержит от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, и может являться разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной, где каждая из указанных алкиленовых групп содержит от примерно 1 до примерно 6 атомов углерода. R2, R3 и R4 являются одинаковыми или разными и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 5 атомов углерода, или R3 и R4 или R2 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов.
[0018] В одном из вариантов реализации гелеобразующий агент Формулы I выбран из олеиламидопропилдиметилбетаина:
и глицината дигидроксиэтилталлового амида:
[0019] В Формуле II, R1 представляет собой гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой, и содержит от примерно 8 до примерно 30 атомов углерода. В одном из вариантов реализации, R1 этоксилирован. R2, R3 по отдельности представляют собой водород или метильную группу; R4 и R5 или R6 по отдельности представляют собой водород или гидроксильную группу, при условии, что по меньшей мере один из R4 и R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу.
[0020] В одном из вариантов реализации гелеобразующий агент Формулы II выбран из эруциламидопропилгидроксипропилсульфобетаина:
и пропансульфоната 3-(N-эрукамидопропил-N,N-диметиламмония) (EDAS):
[0021] В Формуле III, R1 представляет собой гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой, и содержит от примерно 8 до примерно 30 атомов углерода. В одном из вариантов реализации, R1 этоксилирован. R2, R3 и R4 одинаковые или разные и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 5 атомов углерода, или R3 и R4 или R2 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов.
[0022] В одном из вариантов реализации гелеобразующий агент Формулы III выбран их хлорида стеарилтриметиламмония:
и эруциламидопропилтриметиламмония:
[0023] В Формуле IV, R7 представляет собой насыщенную или ненасыщенную, линейную или разветвленную алифатическую группу, содержащую от примерно 7 до примерно 30 атомов углерода, R9 представляет собой насыщенную или ненасыщенную, линейную или разветвленную двухвалентную алкиленовую группу, содержащую от 2 до примерно 6 атомов углерода, R10 и R11 одинаковые или разные и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 4 атомов углерода, или R10 и R11 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов, и R8 представляет собой водород, алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода.
[0024] В одном из вариантов реализации гелеобразующий агент Формулы IV включает оксид таллоамидопропилдиметиламина:
[0025] Гелеобразующий агент присутствует в количестве, подходящем для применения в способе кислотной обработки. В одном из вариантов реализации гелеобразующий агент присутствует в количестве от примерно 0,1% масс. до примерно 15% масс. от общей массы текучей среды. В другом варианте реализации гелеобразующий агент присутствует в количестве от примерно 2,5% масс. до примерно 10% масс. от общей массы текучей среды.
[0026] В одном из вариантов реализации гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер (АП) растворим в воде, но содержит один или более нерастворимых в воде коротких блоков. В одном из вариантов реализации водорастворимая часть выбрана из акриламида, метакриламида, акриловой кислоты, метакриловой кислоты, 2-акриламидометиопропансульфоновой кислоты, N-винилпирролидона, N-винилформамида и смесей указанных соединений. В одном из вариантов реализации нерастворимая в воде часть, обладающая гидрофобными свойствами, выбрана из сложных эфиров линейного или разветвленного алкилового или алкиларилового спирта и акриловой или метакриловой кислоты, амидов линейного или разветвленного алкила или алкиларила и акриламида или метакриламида, стирола, бутадиена, 1-винилнафталина и смесей указанных соединений.
[0027] В другом варианте реализации гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер представляет собой сополимер, содержащий мономеры, выбранные из анионных мономеров, катионных мономеров, неионных мономеров, гидрофобно-модифицированных мономеров и комбинаций указанных мономеров. Неограничительные примеры анионных мономеров включают акриловую кислоту и 2-акриламидо-2-метилпропинсульфоновую кислоту. Неограничительные примеры неионных мономеров включают акриламид. Неограничительные примеры катионных мономеров включают хлорид акрилоилоксиэтилтриметиламмония (АЕТАС). В одном из вариантов реализации гидрофобно-модифицированный мономер представляет собой анионный мономер (например, акриловую кислоту), соединенный с гидрофобной частью посредством углерод-углеродной связи, сложноэфирной связи или амидной связи. Неограничительные примеры таких гидрофобных мономеров включают, без ограничения, стеарилакрилат, хлорид октадецилдиметилаллиламмония и н-лаурил-2-метилакриламид.
[0028] В одном из вариантов реализации ассоциативный гидрофобный мономер в нерастворимой в воде части имеет структуру, выбранную из Формул (V)-(IX) и комбинаций указанных вариантов.
[0029] Формула V:
где R1 выбран из Н или СН3 и R2 выбран из
(i) сложных эфиров содержащей α,β-этиленовую ненасыщенную связь, разветвленной или линейной моно- или дикарбоновой кислоты и С2-С30 алканолов (например, н-ундецил(мет)акрилат, этилгексил(мет)акрилат);
(ii) сложных эфиров винилового или аллилового спирта и C1-С30 монокарбоновых кислот, например, винилформиата;
(iii) первичных амидов содержащих α,β-этиленовую ненасыщенную связь моно- и дикарбоновых кислот и их N-алкил и N,N-диалкил производных, таких как N-пропил(мет)акриламид;
(iv) N-виниллактамов и их производных, таких как N-винил-5-этил-2-пирролидон;
(v) сложных эфиров содержащих α,β-этиленовую ненасыщенную связь моно- и дикарбоновых кислот и аминоспиртов, например, N,N-диметиламиноциклогексил(мет)акрилата;
(vi) амидов содержащих α,β-этиленовую ненасыщенную связь моно- и дикарбоновых кислот и диаминов, содержащих по меньшей мере одну первичную или вторичную аминогруппу, например, N-[4-(диметиламино)-бутил]-акриламида; и
(vii) моноолефинов (С2-С8) и неароматических углеводородов, содержащих по меньшей мере две сопряженные двойные связи, например, этилена, изобутилена и подобных соединений.
[0030] Формула VI:
где m, n, p и q представляют собой целые числа, где m, n, p меньше 150, q больше 0 и по меньшей мере одно целое число из m, n и p не равно 0, R содержит полимеризуемую винильную функциональную группу, R1, и R2 одинаковые или разные и представляют собой атомы водорода или алкильные группы; R' представляет собой гидрофобную группу, содержащую по меньшей мере 6 и по большей мере 36 атомов углерода, предпочтительно, по меньшей мере 12 и по большей мере 24 атома углерода, и более предпочтительно, по меньшей мере 18 и по большей мере 22 атома углерода.
[0031] Формула VII:
где R представляет собой Н или СН3; где R1 представляет собой -(CH2)pH алкильную цепь; где p представляет собой целое число от 1 до примерно 4; где j представляет собой целое число от 1 до примерно 50; где k представляет собой целое число от 0 до примерно 20; где h равен 1 или 2; и где X имеет следующую структуру:
где m и n независимо представляют собой целые положительные числа от 1 до 39 и m+n представляет собой целое число от 4 до 40.
[0032] Формула VIII:
где R3 представляет собой Н или СН3; R4 представляет собой алкильную цепь, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; М представляет собой целое число от 1 до примерно 50; и N представляет собой 0 или целое число, меньшее или равное М.
[0033] Формула IX:
где R1 представляет собой Н или СН3; х представляет собой целое число от 5 до примерно 50, R2 представляет собой алкильную цепь, содержащую от 1 до примерно 32 атомов углерода, или циклоалкильное кольцо, или одиночное ароматическое 4-6-членное кольцо.
[0034] В одном из вариантов реализации АП присутствует в количестве достаточном для увеличения вязкости гелеобразущего агента по меньшей мере на 50% при 100/с, но меньше его концентрации перекрывания (С*), где С*=1/характеристическая вязкость. В одном из вариантов реализации АП присутствует в количестве от примерно 0,001 С* до 0,95 С* относительно общей массы текучей среды. Сам по себе гелеобразующий агент, не содержащий АП, не обеспечивает требуемой вязкости.
[0035] В одном из вариантов реализации гелеобразущий агент дополнительно содержит по меньшей мере один растворитель, выбранный из воды, спиртов и комбинаций указанных растворителей. В одном из вариантов реализации гелеобразующая текучая среда содержит спирт, выбранный из одноатомных спиртов, двухатомных спиртов, многоатомных спиртов и комбинаций указанных соединений. В другом варианте реализации гелеобразующая текучая среда содержит спирт, выбранный из алканолов, алкоксилатов спиртов и комбинаций указанных соединений. В другом варианте реализации гелеобразующая текучая среда содержит спирт, выбранный из метанола, этанола, изопропанола, бутанола, пропиленгликоля, этиленгликоля, полиэтиленгликоля и комбинаций указанных соединений.
[0036] Каждый отдельный растворитель присутствует в гелеобразующей текучей среде в количестве, подходящем для применения в способе кислотной обработки. В одном из вариантов реализации количество каждого отдельного растворителя в гелеобразующей среде варьируется от 0% масс. до примерно 30% масс. относительно общей массы текучей среды, и общее количество растворителя в составе варьируется от примерно 10% масс. до примерно 70% масс. относительно общей массы текучей среды.
[0037] Факультативно, гелеобразующая текучая среда дополнительно содержит одну или более добавок. В одном из вариантов реализации текучая среда содержит одну или более добавок, выбранных из ингибиторов коррозии, агентов для контроля содержания железа, стабилизаторов глины, ингибиторов отложения сульфата кальция, взаимных растворителей и комбинаций указанных добавок. В одном из вариантов реализации ингибитор коррозии выбран из спиртов (например, ацетиленовых); катионов (например, четвертичных аммониевых солей, имидазолинов и алкилпиридинов); и неионных соединений (например, этоксилатов спиртов).
[0038] В другом варианте реализации текучая среда для обработки, подходящая для применения в способе кислотной обработки, включает гелеобразующую текучую среду и водный раствор кислоты. Подходящие водные растворы кислот включают кислоты, совместимые с гелеобразующими агентами Формул I-IV и АП для применения в способе кислотной обработки. В одном из вариантов реализации водный раствор кислоты выбран из соляной кислоты, плавиковой кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, сульфамовой кислоты и комбинаций указанных кислот. В одном из вариантов реализации текучая среда для обработки содержит кислоту в количестве до 30% масс. относительно общей массы текучей среды.
[0039] Один из вариантов реализации представляет собой нефтепромысловый способ обработки, включающий стадии а) обеспечения текучей среды, содержащей поверхностно-активное вещество, выбранное из цвиттерионных, амфотерных и катионных поверхностно-активных веществ, и смесей указанных поверхностно-активных веществ, b) введения в указанную текучую среду гидрофобно-модифицированного ассоциативного полимера в количестве ниже его концентрации С*, при этом в некоторых вариантах реализации полимер действует как улучшитель реологии и/или внутренний разжижитель геля, и с) закачивания полученной текучей среды в скважину.
[0040] В другом варианте реализации гелеобразующая текучая среда обладает способностью саморазжижаться со временем без добавления внутреннего разжижителя геля. В некоторых вариантах реализации гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер, содержащийся в гелеобразующей текучей среде, действует как внутренний разжижитель. Функция внутреннего разжижителя заключается в содействии уменьшению вязкости гелеобразующей текучей среды со временем при температуре пласта для легкой очистки. Полимер действует как отсроченный внутренний разжижитель, то есть, не влияет на исходные свойства текучей среды. В другом варианте реализации АП содержит сложноэфирную связь между главной цепью полимера и гидрофобной частью. Сложноэфирная связь может гидролизоваться со временем и действует как разжижитель текучей среды для обработки.
[0041] Также предложен способ кислотной обработки пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии закачивания в ствол скважины, под давлением ниже требующегося для гидроразрыва пласта, текучей среды для обработки, которая содержит гелеобразующую текучую среду, содержащую гелеобразующий агент и гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер, и водный раствор кислоты; и обеспечения возможности текучей среде для обработки осуществить кислотную обработку пласта или самоотклоняться внутрь пласта. В настоящем описании термин «самоотклоняться» относится к композиции, вязкость которой увеличивается по мере стимулирующего воздействия на пласт, благодаря чему вся оставшаяся кислота отклоняется в участки меньшей проницаемости пласта.
[0042] Хотя обсуждаются конкретные варианты реализации изобретения, настоящее описание является только иллюстративным, но не ограничительным. Множество вариантов настоящего описания будут понятны специалисту в данной области техники после ознакомления с настоящим описанием.
[0043] Если не указано иное, все технические и научные термины, применяемые в настоящем описании, имеют те же значения, которые обычно подразумеваются специалистом в той области техники, к которой относится настоящее описание.
[0044] Далее настоящее изобретение будет описано со ссылками на следующие примеры. Следующие примеры являются только иллюстративными и не предназначены для ограничения. Если не указано иное, все процентные содержания указаны по массе от общего состава.
[0045] Пример 1
[0046] Увеличение вязкости.
[0047] Чтобы наблюдать увеличение вязкости гелеобразующего агента при помощи ассоциативного полимера (АР), получали гелеобразующую текучую среду и анализировали следующим образом. Выбранные количества гелеобразующего агента Формулы I (1,5% активного вещества) и АП типа акриловой кислоты (АК)-2-акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС)-этилгексилакрилата (ЭГА) (0,15% масс. общего полимера, С*=1,37% масс.) смешивали сначала с водой и CaCl2 (30% масс. CaCl2 от общей массы композиции). После добавления всех компонентов продолжали перемешивание при 7000 об./мин еще в течение 4 минут. Перемешанную гелеобразующую текучую среду центрифугировали до исчезновения пузырьков. Затем текучую среду испытывали на реометре при высоких температуре и давлении. В одном из вариантов реализации для испытаний применяли реометр Брукфильда, на котором гелеобразующую текучую среду подвергали сдвигу при постоянной скорости сдвига 100/с, при этом температуру изменяли со скоростью 3,5°С/мин (2,5 °F/мин). На Фиг. 1 показано увеличение вязкости поверхностно-активного вещества после введения АП.
[0048] Пример 2
[0049] Вязкоэластичность.
[0050] Введение АП в поверхностно-активное вещество также увеличивало вязкоэластичность текучей среды. Текучую среду считали вязкоэластичной, если она проходила по меньшей мере одно из следующих испытаний.
[0051] Вязкоэластичность можно измерить путем закручивания текучей среды для создания в текучей среде пузырьков, и последующего визуального наблюдения, когда остановится вращение пузырьков после закручивания. Если пузырек воздуха, взвешенный в текучей среде, вращается и возвращается в свое исходное положение, не перемещаясь к поверхности раздела текучая среда/воздух, то текучая среда считается вязкоэластичной. В противном случае текучая среда не обладает вязкоэластичными свойствами. Другой способ определения вязкоэластичности текучей среды заключается в измерении ее модулей упругости (или накопления) и вязкости (или потерь). Как определено в опубликованной заявке на патент США №2011/0105369: «модуль упругости (G') представляет собой меру склонности вещества подвергаться упругой деформации (т.е. обратимой) при приложении силы и возвращаться к своей обычной форме». При этом модуль потерь (G'') представляет собой меру потери энергии при деформации вещества. Обе указанные величины выражают в единицах давления, например, Па (Паскаль) или дин/см2. Если G'>G'' в диапазоне частот 0,1-10 рад/с при данной температуре, текучую среду считают вязкоэластичной при указанной температуре. По результатам испытания на вращение пузырьков и результатам, показанным на Фиг. 2, очевидно, что введение АП в поверхностно-активное вещество увеличивает вязкоэластичность поверхностно-активного вещества.
[0052] Пример 3
[0053] Внутренний разжижитель.
[0054] Гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер, содержащийся в гелеобразующей текучей среде, может действовать как внутренний разжижитель. Функцией внутреннего разжижителя является содействие уменьшению вязкости геелеобразующей текучей среды со временем при температуре пласта для легкой очистки. Как показано на Фиг. 3, наблюдается постепенное уменьшение вязкости со временем при заданной температуре 66°С (150°F). Полимер действует как отсроченный внутренний разжижитель, то есть, не влияет на исходные свойства текучей среды в течение первых 100 минут.
[0055] Пример 4
[0056] Совместимость кислот.
[0057] В другом варианте реализации исследовали совместимость гелеобразующей текучей среды из Примера 1 в отработанной кислоте с кислотными добавками, чтобы убедиться, что присутствие обычно применяемых кислотных добавок не оказывает влияния на характеристики. Такие добавки включали ингибиторы коррозии, эмульгаторы, хелатирующие агенты, агенты для контроля содержания железа (хелатирующие или снижающие).
[0058] Гелеобразующую текучую среду из Примера 1 смешивали с кислотными добавками в растворе CaCl2 с высокой скоростью сдвига (7000-10000 об./мин), полученную смесь центрифугировали для удаления пузырьков. Полученный гель испытывали под давлением при постоянном сдвиге 100/с при помощи реометра с высокими температурой и давлением, в диапазоне от комнатной температуры до выбранной температуры. На Фиг. 4 показана совместимость 6% гелеобразующего агента Формулы I в 22,8% масс. CaCl2, что соответствует 15% HCl общего расхода кислоты. Сплошная линия соответствует составу гелеобразующей текучей среды не содержащему добавок; точечные линии соответствуют составу, содержащему ингибитор коррозии, неэмульгатор и хелатирующий агент.
[0059] Пример 5
[0060] Испытания на коррозию.
[0061] При кислотной обработке сильными кислотами, такими как соляная кислота, коррозия представляет собой основную проблему, особенно при повышенных температурах. Определяли скорость коррозии для 15% HCl и 20% HCl, содержащих 6% об. гелеобразующего агента из Примера 1, в присутствии ингибитора коррозии, неэмульгатора и агентов для контроля содержания железа. Скорость коррозии определяли весовым методом с использованием образцов N-80 при 93°С (200°F) через 6 часов. В Таблице 1 показан весьма приемлемый уровень защиты от кислотной коррозии (≤0,05 фm/фт2).
[0062] Таблица 1. Данные по коррозии для 15% масс. и 20% масс. HCl, содержащих 6% об. гелеобразующей текучей среды из Примера 1 при 93°С (200°F) через 6 часов.
[0063] Пример 6
[0064] Двойное заводнение кернов.
[0065] Конечной целью системы кислотной гелеобразующей текучей среды является отклонение потока кислоты из зон с высокой проницаемостью в зоны с низкой проницаемостью для увеличения эффективности стимулирующей обработки. Проводили два двойных (параллельных) эксперимента по заводнению керна при 93°С (200°F) для оценки способности гелеобразующей текучей среды согласно настоящему изобретению эффективно отклонять текучую среду для кислотной обработки. Двойной эксперимент по заводнению керна имитирует закачку текучей среды для обработки (т.е. стимулирующей) в пласт с контрастной проницаемостью продуктивных зон. В этом случае требуется отклонение кислоты, чтобы гарантировать, что кислота протекает сквозь все зоны и, следовательно, стимулирует их.
[0066] Использовали два керна из известняка из штата Индиана (38 мм диаметр X 152 мм длина) (1,5'' диаметр X 6'' длина), представляющих слои с высокой и низкой проницаемостью. Свойства каждого керна указаны в Таблице 2 и Таблице 3 для 15 и 20% масс. HCl, соответственно. Составы стимулирующих текучих сред показаны в Таблице 4.
[0067] Таблица 2. Исходные свойства двух кернов, применяемых при заводнении кернов 15% HCl при 93°С (200°F).
[0068] Таблица 3. Исходные свойства двух кернов, применяемых при заводнении кернов 20% HCl при 93°С (200°F).
[0069] Таблица 4. Состав кислоты для двойного заводнения кернов при 93°С (200°F).
[0070] В ходе эксперимента регистрировали падение давления вдоль обоих кернов в зависимости от закачанного объема пор. Периодически в определенные моменты времени отбирали пробы выходящего потока для каждого керна. Полученные пробы использовали для определения процента расхода через каждый керн в ходе эксперимента. После обработки получали снимки обоих кернов по технологии КТ-изображения для визуализации степени и структуры образованных пустот (например, червоточин) в каждом керне.
[0071] Профили падения давления для исследований по заводнению кернов 15 и 20% масс. HCl показаны на Фиг. 5 и Фиг. 6, соответственно, вместе с кривыми распределения расхода. Термины Q, ВП и НТ обозначали расход, высокую проницаемость и низкую проницаемость, соответственно.
[0072] Данные показали соответствующую степень отклонения, подтверждаемую увеличением величины падения давления. Максимальное увеличение падения давления относительно нулевой линии указывает на увеличение вязкости и образование геля в обоих случаях. Дополнительным свидетельством отклонения является распределение расхода между двумя кернами, представляющими два слоя пласта с высокой и низкой проницаемостью. Расход через керн с высокой проницаемостью уменьшался, в то время как расход через керн с низкой проницаемостью увеличивался, в результате наблюдалась одна или более точек пересечения. Эти точки пересечения показывают, что керн с низкой проницаемостью принимает больше потока по причине увеличения падения давления в керне с высокой проницаемостью в результате увеличения вязкости и образования геля.
[0073] КТ-изображения после обработки обеспечивают дополнительное подтверждение отклонения 15 и 20% масс. HCl, как показано на Фиг. 7 и Фиг. 8, соответственно. Изображения показывают, что закачка кислоты приводит к полной стимуляции (прорыву) и кернах с низкой и высокой проницаемостью. Большая часть кислоты на начальной стадии закачки, втекающей в керн с высокой проницаемостью, успешно перенаправлялась в керн с низкой проницаемостью, и благодаря заданной длине каждого керна (6 дюймов) в обоих кернах наблюдалось образование прорыва. На Фиг. 7 и Фиг. 8 также показана значительная степень извилистости поровых каналов в керне с высокой проницаемостью, что указывает на успешное образование геля, который вынуждал кислоту изменять путь реакции и в большей доле протекать в керн с низкой проницаемостью. Полученные результаты показали применимость новой гелеобразующей текучей среды в качестве эффективного отклоняющего агента для кислотных обработок при умеренных и повышенных температурах.
[0074] Предмет настоящего изобретения был описан со ссылками на конкретные детали определенных вариантов реализации. Это не предполагает, что такие детали рассматриваются как ограничение объема описанного предмета изобретения, за исключением случаев, когда и насколько они включены в прилагаемую формулу изобретения.
[0075] Следовательно, описанные примеры вариантов реализации хорошо приспособлены, чтобы достигать как указанных целей и преимуществ, так и свойственных им. Конкретные варианты реализации, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку описанные варианты реализации могут быть модифицированы и практически реализованы различными, но эквивалентными путями, понятными для специалиста в данной области техники, изучившего положения настоящего документа. Кроме того, отсутствуют ограничения для деталей конструкции или дизайна, показанных в настоящем описании, кроме описанных в прилагаемой формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что описанные выше конкретные иллюстративные варианты реализации можно изменять, комбинировать или модифицировать, и все указанные варианты входят в объем и сущность описанных примеров вариантов реализации. Иллюстративно описанные в настоящем документе примеры вариантов реализации можно соответствующим образом осуществлять на практике без остальных элементов, которые не описаны отдельно в настоящем документе и/или любых факультативных элементов, описанных в настоящем документе. Хотя композиции и способы описаны в терминах «состоящий», «содержащий» или «включающий» различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов, веществ или стадий. В настоящем описании термин «состоящий по существу из» следует рассматривать как включающий перечисленные компоненты, вещества или стадии, и такие дополнительные компоненты, вещества или стадии, которые не оказывают существенного влияния на базовые и новые свойства композиции или способа. В некоторых вариантах реализации композиции согласно вариантам реализации настоящего изобретения, «состоящие по существу из» указанных компонентов или веществ, не включают никаких дополнительных компонентов или веществ, изменяющих базовые или новые свойства композиции. При возникновении любых конфликтов в употреблении слова или термина в настоящем описании и в одном или более патенте или другом документе, которые могут быть включены в настоящее описание посредством ссылки, следует выбрать определение, не противоречащее настоящему описанию.
Claims (25)
1. Способ кислотной обработки пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии:
a - закачивания в ствол скважины под давлением, ниже требующегося для гидроразрыва пласта, текучей среды для обработки, которая содержит гелеобразующую текучую среду, содержащую гелеобразующий агент и гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер, и водный раствор кислоты; и
b - обеспечения возможности кислотной обработки пласта под действием текучей среды для обработки,
характеризующийся тем, что указанный гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер содержит по меньшей мере одну нерастворимую в воде часть, выбранную из группы, состоящей из сложных эфиров линейного или разветвленного алкилового или алкиларилового спирта и акриловой или метакриловой кислоты.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию обеспечения возможности текучей среде для обработки самоотклоняться внутри пласта.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный гелеобразующий агент содержит поверхностно-активное вещество Формулы I
где R1 выбран из группы, состоящей из алкила, алкенила, алкиларилалкилена, алкениларилалкилена, алкиламиноалкилена, алкениламиноалкилена, алкиламидоалкилена и алкениламидоалкилена, где каждая из указанных алкильных групп содержит от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, где каждая из указанных алкиленовых групп содержит от примерно 1 до примерно 6 атомов углерода; и R2, R3 и R4 являются одинаковыми или разными и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 5 атомов углерода, или R3 и R4 или R2 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный гелеобразующий агент содержит поверхностно-активное вещество Формулы II
где R1 представляет собой гидрокарбильную группу и содержит от примерно 8 до примерно 30 атомов углерода; R2 и R3 по отдельности представляют собой водород или метильную группу; R4 и R5 или R6 по отдельности представляют собой водород или гидроксильную группу, при условии, что по меньшей мере один из R4 и R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный гелеобразующий агент содержит поверхностно-активное вещество Формулы III:
где R1 представляет собой гидрокарбильную группу и содержит от примерно 8 до примерно 30 атомов углерода; R2, R3 и R4 одинаковые или разные и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 5 атомов углерода, или R3 и R4 или R2 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный гелеобразующий агент содержит поверхностно-активное вещество Формулы IV
где R7 представляет собой алифатическую группу, содержащую от примерно 7 до примерно 30 атомов углерода, R9 представляет собой двухвалентную алкиленовую группу, содержащую от 2 до примерно 6 атомов углерода, R10 и R11 одинаковые или разные и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 4 атомов углерода, или R10 и R11 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов; и R8 представляет собой водород или алкильную или гидроксиалкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер содержит по меньшей мере одну водорастворимую часть, выбранную из группы, состоящей из акриламида, метакриламида, акриловой кислоты, метакриловой кислоты, 2-акриламидометиопропансульфоновой кислоты, N-винилпирролидона, N-винилформамида и смесей указанных соединений.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер присутствует в количестве от примерно 0,001C* до 0,95C* относительно общей массы гелеобразующей текучей среды, где C* представляет собой концентрацию перекрывания гидрофобно-модифицированного ассоциативного полимера.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная гелеобразующая текучая среда дополнительно содержит по меньшей мере один растворитель, выбранный из воды, спиртов и комбинаций указанных растворителей.
10. Способ обработки нефтедобывающей скважины, включающий закачивание в указанную скважину текучей среды, содержащей: (i) гелеобразующий агент, (ii) гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер в количестве ниже его концентрации перекрывания (C*), и (iii) водный раствор кислоты,
характеризующийся тем, что указанный гидрофобно-модифицированный ассоциативный полимер содержит по меньшей мере одну нерастворимую в воде часть, выбранную из группы, состоящей из сложных эфиров линейного или разветвленного алкилового или алкиларилового спирта и акриловой или метакриловой кислоты.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанный гелеобразующий агент содержит поверхностно-активное вещество Формулы I
где R1 выбран из группы, состоящей из алкила, алкенила, алкиларилалкилена, алкениларилалкилена, алкиламиноалкилена, алкениламиноалкилена, алкиламидоалкилена и алкениламидоалкилена, где каждая из указанных алкильных групп содержит от примерно 14 до примерно 24 атомов углерода, где каждая из указанных алкиленовых групп содержит от примерно 1 до примерно 6 атомов углерода; и R2, R3 и R4 являются одинаковыми или разными и представляют собой алкил или гидроксиалкил, содержащий от 1 до примерно 5 атомов углерода, или R3 и R4 или R2 вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероциклическое кольцо, содержащее до 6 членов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662341254P | 2016-05-25 | 2016-05-25 | |
| US62/341,254 | 2016-05-25 | ||
| PCT/US2017/034381 WO2017205567A1 (en) | 2016-05-25 | 2017-05-25 | Self-diverting acidizing system |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018140774A RU2018140774A (ru) | 2020-06-25 |
| RU2018140774A3 RU2018140774A3 (ru) | 2020-09-03 |
| RU2745681C2 true RU2745681C2 (ru) | 2021-03-30 |
Family
ID=60412939
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018140774A RU2745681C2 (ru) | 2016-05-25 | 2017-05-25 | Самоотклоняющаяся кислотная система |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10844277B2 (ru) |
| EP (1) | EP3464508B1 (ru) |
| CN (1) | CN109312227B (ru) |
| CA (1) | CA3024704C (ru) |
| MX (1) | MX2018014404A (ru) |
| RU (1) | RU2745681C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017205567A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11041113B2 (en) * | 2018-02-21 | 2021-06-22 | Rhodia Operations | Method of acidizing a subterranean formation comprising a gelling agent |
| CN108587588B (zh) * | 2018-04-16 | 2021-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井用增注剂及其制备方法和应用 |
| CN111004618B (zh) * | 2019-12-27 | 2021-11-30 | 西南石油大学 | 一种酸化转向剂及其制备方法 |
| CN112922570B (zh) * | 2021-03-01 | 2023-03-14 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种增注稳注的方法及其应用 |
| CN117343233B (zh) * | 2023-12-05 | 2024-03-08 | 西南石油大学 | 一种抗温酸化转向剂及制备方法和碳酸盐岩储层酸化酸液 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090111716A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Rhodia Inc. | Addition of zwitterionic surfactant to water soluble polymer to increase the stability of the polymers in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| US7759292B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
| US20140166291A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Sanjel Canada Ltd. | Surfactant system as a self-diverted acid for well stimulation |
| RU2524227C2 (ru) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
| US9080043B2 (en) * | 2010-12-16 | 2015-07-14 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Compositions of viscoelastic surfactant and hydrophobically modified polymer as aqueous thickeners |
| WO2015171140A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5789349A (en) * | 1996-03-13 | 1998-08-04 | M-I Drilling Fluids, L.L.C. | Water-based drilling fluids with high temperature fluid loss control additive |
| TW460508B (en) | 1997-05-02 | 2001-10-21 | Rohm & Haas | Aqueous composition comprising a mixed surfactant/associative thickener, its use in a formulated composition, and method for enhancing thickening efficiency of aqueous composition |
| US7572755B2 (en) * | 2000-12-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid comprising a vinyl neodecanoate polymer and method for enhanced suspension |
| GB2383355A (en) | 2001-12-22 | 2003-06-25 | Schlumberger Holdings | An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant |
| US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
| US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
| US7081439B2 (en) | 2003-11-13 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the fluid loss properties of viscoelastic surfactant based fluids |
| US7279446B2 (en) | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
| US9303203B2 (en) | 2006-06-06 | 2016-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Thermoviscoelastic system fluid and well treatment method |
| DE102008056263A1 (de) | 2008-11-06 | 2010-05-27 | Ami Doduco Gmbh | Verfahren zur Herstellung eines Halbzeugs und Halbzeug für elektrische Kontakte sowie Kontaktstück |
| US8813845B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| US20110105369A1 (en) | 2009-10-30 | 2011-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids containing a viscoelastic surfactant and a cross-linking agent comprising a water-soluble transition metal complex |
| US9228123B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-01-05 | Ecolab Usa Inc. | Temperature sensitive viscoelastic well-treatment fluids |
| US10047279B2 (en) | 2016-05-12 | 2018-08-14 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising polymeric viscosity modifiers |
-
2017
- 2017-05-25 WO PCT/US2017/034381 patent/WO2017205567A1/en unknown
- 2017-05-25 CA CA3024704A patent/CA3024704C/en active Active
- 2017-05-25 RU RU2018140774A patent/RU2745681C2/ru active
- 2017-05-25 US US15/604,839 patent/US10844277B2/en active Active
- 2017-05-25 EP EP17803548.1A patent/EP3464508B1/en active Active
- 2017-05-25 MX MX2018014404A patent/MX2018014404A/es unknown
- 2017-05-25 CN CN201780032271.7A patent/CN109312227B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7759292B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
| US20090111716A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Rhodia Inc. | Addition of zwitterionic surfactant to water soluble polymer to increase the stability of the polymers in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| US9080043B2 (en) * | 2010-12-16 | 2015-07-14 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Compositions of viscoelastic surfactant and hydrophobically modified polymer as aqueous thickeners |
| RU2524227C2 (ru) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
| US20140166291A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Sanjel Canada Ltd. | Surfactant system as a self-diverted acid for well stimulation |
| WO2015171140A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2018014404A (es) | 2019-03-14 |
| CA3024704C (en) | 2024-04-30 |
| WO2017205567A1 (en) | 2017-11-30 |
| CA3024704A1 (en) | 2017-11-30 |
| RU2018140774A (ru) | 2020-06-25 |
| EP3464508A1 (en) | 2019-04-10 |
| EP3464508A4 (en) | 2019-10-30 |
| US20170342314A1 (en) | 2017-11-30 |
| EP3464508B1 (en) | 2023-09-06 |
| US10844277B2 (en) | 2020-11-24 |
| CN109312227A (zh) | 2019-02-05 |
| RU2018140774A3 (ru) | 2020-09-03 |
| CN109312227B (zh) | 2022-08-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2745681C2 (ru) | Самоотклоняющаяся кислотная система | |
| CA2738482C (en) | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid | |
| RU2492210C2 (ru) | Добавление цвиттерионного поверхностно-активного вещества к водорастворимому полимеру для повышения стабильности полимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества | |
| US7772164B2 (en) | Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid | |
| US8877691B2 (en) | Methods and compositions for altering the viscosity of treatment fluids used in subterranean operations | |
| AU2002364282B2 (en) | A novel fluid system having controllable reversible viscosity | |
| EP2471888B1 (en) | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance | |
| EP1773964B1 (en) | Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid | |
| US7789144B2 (en) | Methods for recovering oil from an oil reservoir | |
| EP3420047B1 (en) | Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery | |
| US20030104948A1 (en) | Copolymers useful for gelling acids | |
| CN104936988A (zh) | 采用pei的可溶胀聚合物的交联 | |
| MX2013005887A (es) | Gel interpolímero reticulado y método de uso. | |
| WO2007119211A1 (en) | Rheology enhancers | |
| RU2765451C2 (ru) | Восстановление увеличивающих вязкость поверхностно-активных веществ в текучих средах для воздействия на пласт после воздействия сдвигового усилия | |
| US20220064519A1 (en) | Viscoelastic compositions for matrix acidizing | |
| CA2805601C (en) | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid |