RU2008127318A - Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества - Google Patents
Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008127318A RU2008127318A RU2008127318/03A RU2008127318A RU2008127318A RU 2008127318 A RU2008127318 A RU 2008127318A RU 2008127318/03 A RU2008127318/03 A RU 2008127318/03A RU 2008127318 A RU2008127318 A RU 2008127318A RU 2008127318 A RU2008127318 A RU 2008127318A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid medium
- substance
- rheological
- surfactant
- liquid
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract 14
- 230000004048 modification Effects 0.000 title 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 title 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract 3
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims abstract 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims abstract 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical group C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims 3
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims 2
- ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[3-[[(z)-octadec-9-enoyl]amino]propyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 0.000 claims 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 claims 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims 1
- -1 organic acid salts Chemical class 0.000 claims 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- 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
- C09K8/58—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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
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)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
1. Способ технологической обработки подземного пласта месторождения, включающий нижеследующие стадии: ! а. предоставление первой жидкой среды, включающей в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество и улучшающее реологические параметры вещество, выбранное из корпускулярных веществ и волокнистых веществ, добавленное в жидкую среду в концентрации от 0,0001 до приблизительно 5 мас.% т общей массы жидкости, для обеспечения времени восстановления после воздействия сдвигающего усилия 15 с или менее; ! b. закачивание первой жидкой среды в ствол скважины; ! c. предоставление второй жидкой среды, включающей в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество и расклинивающий агент; и ! d. закачивание второй жидкой среды в ствол скважины. ! 2. Способ по п.1, в котором, кроме того, улучшающее реологические параметры вещество снижает осаждение расклинивающего агента. ! 3. Способ по какому-либо из предыдущих пунктов, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество включает в себя цвитерионное поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, имеющих формулу ! RCONH-(CH2)a(CH2CH2O)m(CH2)b-N+(CH3)2-(CH2)a'(CH2CH2O)m'(CH2)b'COO- ! в которой R представляет собой алкильную группу, которая содержит от 17 до 23 атомов углерода, которые могут быть соединены в разветвленную или прямую цепь, которая может быть насыщенной или ненасыщенной; a, b, a', и b' представляют собой, каждое, от 0 до 10, и m и m' представляют собой, каждое, от 0 до 13; a и b представляют собой, каждое, 1 или 2, если m не равно 0 и (a+b) представляют собой от 2 до 10, если m равно 0; a' и b' представляют собой, каждое, 1 или 2, когда m' не равно 0, и (a'+b') представляют собой от 1 до 5, если m равно 0; (m+m') представ�
Claims (18)
1. Способ технологической обработки подземного пласта месторождения, включающий нижеследующие стадии:
а. предоставление первой жидкой среды, включающей в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество и улучшающее реологические параметры вещество, выбранное из корпускулярных веществ и волокнистых веществ, добавленное в жидкую среду в концентрации от 0,0001 до приблизительно 5 мас.% т общей массы жидкости, для обеспечения времени восстановления после воздействия сдвигающего усилия 15 с или менее;
b. закачивание первой жидкой среды в ствол скважины;
c. предоставление второй жидкой среды, включающей в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество и расклинивающий агент; и
d. закачивание второй жидкой среды в ствол скважины.
2. Способ по п.1, в котором, кроме того, улучшающее реологические параметры вещество снижает осаждение расклинивающего агента.
3. Способ по какому-либо из предыдущих пунктов, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество включает в себя цвитерионное поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, имеющих формулу
RCONH-(CH2)a(CH2CH2O)m(CH2)b-N+(CH3)2-(CH2)a'(CH2CH2O)m'(CH2)b'COO-
в которой R представляет собой алкильную группу, которая содержит от 17 до 23 атомов углерода, которые могут быть соединены в разветвленную или прямую цепь, которая может быть насыщенной или ненасыщенной; a, b, a', и b' представляют собой, каждое, от 0 до 10, и m и m' представляют собой, каждое, от 0 до 13; a и b представляют собой, каждое, 1 или 2, если m не равно 0 и (a+b) представляют собой от 2 до 10, если m равно 0; a' и b' представляют собой, каждое, 1 или 2, когда m' не равно 0, и (a'+b') представляют собой от 1 до 5, если m равно 0; (m+m') представляют собой от 0 до 14.
4. Способ по п.3, в котором цвитерионное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру
в которой R представляет собой углеводородную группу, которая может быть разветвленной или прямой цепью, ароматической, алифатической или олефиновой и иметь от 14 до 26 атомов углерода и может содержать амин; n=от 2 до 4; и р=от 1 до 5, и смеси этих соединений.
5. Способ по п.4, в котором бетаин включает в себя олеиламидопропилбетаин.
6. Способ по п.4, в котором бетаин включает в себя эруциламидопропилбетаин.
7. Способ по любому одному из пп.1 и 2, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество включает в себя катионное поверхностно-активное вещество.
8. Способ по п.7, в котором катионное поверхностно-активное вещество включает в себя поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, имеющих структуру
R1N+(R2)(R3)(R4)X-
в которой R1 имеет от 14 до 26 атомов, и может быть разветвленной или прямой цепью, ароматическим, насыщенным или ненасыщенным, и может включать в себя карбонил, амид, ретроамид, имид, мочевину или амин; R2, R3 и R4 каждый, независимо друг от друга, представляют собой водород или от С1 до С6 алифатическую группу, которые могут быть одинаковыми или различными, разветвленными или прямыми цепями, насыщенными или ненасыщенными, и один или несколько из них могут быть замещены группой, которая делает R2, R3 и R4 группу более гидрофильной; R2, R3 и R4 группы могут быть включены в гетероциклическую 5- или 6-членную кольцевую структуру, которая включает атом азота; R2, R3 и R4 группы могут быть одинаковыми или различными; R1, R2, R3 и/или R4 группы могут содержать один или несколько этиленоксидных и/или пропиленоксидных фрагментов; и Х- представляет собой анион; и смеси этих соединений.
9. Способ по п.1, в котором жидкая среда дополнительно включает компонент, выбранный из группы, состоящей из аминов, спиртов, гликолей, органических солей, хелатообразующих агентов, растворителей, совместимых растворителей, органических кислот, органических кислых солей, неорганических солей, олигомеров и смесей этих компонентов.
10. Способ по п.1, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество, включающее в себя амидоаминоксид.
11. Способ по любому одному из пп.1, 2, 4, 5, 6, 8, 9 или 10, в котором улучшающее реологические параметры вещество представляет собой корпускулярное вещество, присутствует в жидкой среде в концентрации от 0,0001 до 1 мас.%, предпочтительно, от 0,0001 до 0,25 мас.%.
12. Способ по любому одному из пп.1, 2, 4, 5, 6, 8, 9 или 10, в котором улучшающее реологические параметры вещество представляет собой корпускулярное вещество, присутствует в жидкой среде в концентрации, достаточной, чтобы обеспечить улучшающим реологические параметры веществом площадь поверхности от 0,1 м2 на литр жидкой среды или большую.
13. Способ по любому одному из пп.1, 2, 4, 5, 6, 8, 9 или 10, в котором улучшающее реологические параметры вещество представляет собой волокнистое вещество.
14. Способ по любому одному из пп.1, 2, 4, 5, 6, 8, 9 или 10, в котором улучшающее реологические параметры вещество представляет собой корпускулярное вещество.
15. Способ по п.1, в котором указанный способ технологической обработки представляет собой способ гидроразрыва подземного пласта месторождения, в котором обе, и первая и вторая жидкие среды закачиваются под давлением равным или большим, чем давление возникновения трещины в пласте месторождения.
16. Способ по п.1, в котором первая жидкая среда закачивается в течение первого жидкостного этапа закачки, вторая жидкая среда закачивается в течение второго жидкостного этапа закачки, третья жидкая среда, включающая в себя второе улучшающее реологические параметры вещество, закачивается в течение второго жидкостного этапа.
17. Способ по п.16, в котором в течение второго жидкостного этапа, скорость закачивания третьей жидкой среды понижается, в то время как скорость закачивания второй жидкой среды повышается.
18. Жидкая среда, восстанавливающаяся после воздействия сдвигающего усилия, включающая в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество и улучшающее реологические параметры вещество, в которой улучшающее реологические параметры вещество представляет собой волокнистое вещество, корпускулярное вещество или их смесь, включенное в жидкую среду при концентрации от 0,0001 до приблизительно 5 мас.% от общей массы жидкой среды, для обеспечения времени восстановления после воздействия сдвигающего усилия 15 с или менее.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US74283305P | 2005-12-05 | 2005-12-05 | |
| US60/742,833 | 2005-12-05 | ||
| US11/563,764 US9034806B2 (en) | 2005-12-05 | 2006-11-28 | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US11/563,764 | 2006-11-28 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008127318A true RU2008127318A (ru) | 2010-01-20 |
| RU2428563C2 RU2428563C2 (ru) | 2011-09-10 |
Family
ID=38008052
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008127318/03A RU2428563C2 (ru) | 2005-12-05 | 2006-12-01 | Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9034806B2 (ru) |
| CA (1) | CA2629918C (ru) |
| RU (1) | RU2428563C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007066269A2 (ru) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7387987B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology modifiers |
| JP5462804B2 (ja) | 2008-01-09 | 2014-04-02 | アクゾ ノーベル ナムローゼ フェンノートシャップ | キレート化剤を含有する酸性水溶液及び該水溶液の使用 |
| CA2652489C (en) | 2008-02-04 | 2014-06-03 | Sanjel Corporation | Low residue fluid fracturing system and method of use |
| EP2093200A1 (en) * | 2008-02-19 | 2009-08-26 | Services Petroliers Schlumberger | Pumpable geopolymer formulation for oilfield application |
| EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
| EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
| RU2009137265A (ru) * | 2009-10-09 | 2011-04-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ формирования изолирующей пробки |
| US20110232908A1 (en) * | 2010-03-24 | 2011-09-29 | Lionel Laza | Additive and method for servicing subterranean wells |
| DK2450416T3 (da) | 2010-10-13 | 2013-11-25 | Schlumberger Technology Bv Stbv | Fremgangsmåder og sammensætninger til suspension af fluider i en brøndboring |
| US20130233558A1 (en) * | 2010-11-12 | 2013-09-12 | Diankui Fu | Methods for Servicing Subterranean Wells |
| MX351788B (es) * | 2010-11-12 | 2017-10-30 | Schlumberger Technology Bv | Metodos para dar mantenimiento a pozos subterraneos. |
| US20130133886A1 (en) * | 2011-06-17 | 2013-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Time-delay Fluids for Wellbore Cleanup |
| US10590742B2 (en) | 2011-07-15 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Protecting a fluid stream from fouling using a phase change material |
| US9714374B2 (en) * | 2011-07-15 | 2017-07-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Protecting a fluid stream from fouling |
| CN103865511B (zh) * | 2012-12-11 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 粘弹性表面活性剂压裂液及其制备方法与应用 |
| US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| JP2015059376A (ja) * | 2013-09-20 | 2015-03-30 | 東レ株式会社 | 地下からの気体状炭化水素及び／または液体状炭化水素の採取方法 |
| RU2546697C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-04-10 | Закрытое акционерное общество "ПОЛИЭКС" (ЗАО "ПОЛИЭКС") | Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта |
| BR112017023956A2 (pt) * | 2015-06-08 | 2018-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | método para perfurar em uma formação subterrânea e sistema de perfuração |
| EA201890638A1 (ru) * | 2015-09-03 | 2018-10-31 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Отклоняющие кислоты, содержащие водорастворимое замедляющее действие средство, а также способы изготовления и применения |
| WO2017040434A1 (en) | 2015-09-03 | 2017-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using |
| WO2017040553A1 (en) | 2015-09-03 | 2017-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents |
| CN106336862B (zh) * | 2016-08-19 | 2018-03-13 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种清洁压裂液 |
| US20180273834A1 (en) | 2017-03-27 | 2018-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation |
| US10487986B2 (en) | 2017-06-16 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Protecting a fluid stream from fouling |
| BR102019002052A2 (pt) | 2019-01-31 | 2020-08-11 | Oxiteno S.A. Indústria E Comércio | Composição viscoelástica apropriada para uso como um agente de dispersão e processo |
| JP7649484B2 (ja) | 2019-10-07 | 2025-03-21 | 三菱瓦斯化学株式会社 | 酸マトリックスの応用：粘弾性界面活性剤および改質添加剤を使用した坑井刺激および仕上げ流体 |
| CN111961460B (zh) * | 2020-09-22 | 2021-08-03 | 西南石油大学 | 高效节能、桥接通道全耦合纤维支撑剂体系及其应用方法 |
| US12270288B2 (en) | 2021-03-25 | 2025-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for single-stage acid treatment of siliceous subterranean formations |
| WO2023283480A1 (en) | 2021-07-09 | 2023-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Single-phase alcohol-based retarded acid |
| CA3232762A1 (en) | 2021-09-24 | 2023-03-30 | Schlumberger Canada Limited | Single-phase retarded acid systems using amino acids |
| CA3240943A1 (en) | 2021-11-30 | 2023-06-08 | Schlumberger Canada Limited | Single-phase retarded acid systems using amino acids |
| CN118922511A (zh) | 2022-03-23 | 2024-11-08 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 基于阳离子表面活性剂的单相缓速酸 |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1452938A1 (ru) * | 1987-03-17 | 1989-01-23 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | В зкоупругий состав |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5120708A (en) * | 1991-03-06 | 1992-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US5782300A (en) * | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6239183B1 (en) | 1997-12-19 | 2001-05-29 | Akzo Nobel Nv | Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor |
| US7060661B2 (en) | 1997-12-19 | 2006-06-13 | Akzo Nobel N.V. | Acid thickeners and uses thereof |
| US6446727B1 (en) | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| CA2405256C (en) * | 2000-04-05 | 2009-06-02 | Schlumberger Canada Limited | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| WO2002083397A1 (en) * | 2001-04-17 | 2002-10-24 | Allegheny Solid Surface Technologies | Methods and arrangements for texturing, patterning and bending polymer sheet materials |
| ITTO20010519A1 (it) | 2001-05-31 | 2002-12-01 | St Microelectronics Srl | Dispositivo orientabile, in particolare dispositivo attuatore di dischi rigidi, con controllo dell'angolo di rollio e di beccheggio. |
| US20030136751A1 (en) * | 2002-01-22 | 2003-07-24 | Gayle Rosenberg | Expand-a-platter/tray |
| US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
| US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US20060058197A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
| CA2502228C (en) * | 2002-10-28 | 2011-04-19 | Schlumberger Canada Limited | Self-destructing filter cake |
| US7320952B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for viscoelastic fluid |
| US7402549B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7387986B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7303018B2 (en) | 2003-07-22 | 2007-12-04 | Bj Services Company | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid |
| US20050137095A1 (en) * | 2003-12-18 | 2005-06-23 | Bj Services Company | Acidizing stimulation method using viscoelastic gelling agent |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7237608B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Self diverting matrix acid |
| US7341980B2 (en) * | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US20060111245A1 (en) * | 2004-11-23 | 2006-05-25 | Carbajal David L | Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner |
-
2006
- 2006-11-28 US US11/563,764 patent/US9034806B2/en active Active
- 2006-12-01 WO PCT/IB2006/054560 patent/WO2007066269A2/en not_active Ceased
- 2006-12-01 RU RU2008127318/03A patent/RU2428563C2/ru active
- 2006-12-01 CA CA2629918A patent/CA2629918C/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007066269A3 (en) | 2007-09-20 |
| CA2629918A1 (en) | 2007-06-14 |
| WO2007066269A2 (en) | 2007-06-14 |
| US9034806B2 (en) | 2015-05-19 |
| US20070129262A1 (en) | 2007-06-07 |
| CA2629918C (en) | 2014-01-28 |
| RU2428563C2 (ru) | 2011-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008127318A (ru) | Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества | |
| RU2008123817A (ru) | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения | |
| CN1930266B (zh) | 粘弹性流体用的添加剂 | |
| RU2008144689A (ru) | Усилители реологических характеристик | |
| US8567504B2 (en) | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage | |
| CN102575146A (zh) | 通过控制吸水以促进页岩气生产的微乳液 | |
| US8567503B2 (en) | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage | |
| US7402549B2 (en) | Viscoelastic surfactant rheology modification | |
| RU2369736C2 (ru) | Система стабилизаторов и усилителей эксплуатационных качеств водных жидкостей, загущаемых вязкоупругими поверхностно-активными веществами | |
| CA2738482C (en) | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid | |
| CN105971571B (zh) | 用于油井和/或气井的方法和组合物 | |
| US20050137095A1 (en) | Acidizing stimulation method using viscoelastic gelling agent | |
| CA2648708A1 (en) | Rheology modifiers | |
| MX2007005979A (es) | Modificacion de reologia de agente tensioactivo viscoelastico. | |
| CA2576075A1 (en) | Surfactants not toxic to bacteria | |
| RU2004134603A (ru) | Загущенные кислотные композиции и их применение | |
| EP1977080A1 (en) | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing | |
| RU2009133795A (ru) | Многокомпонентная вязкоупругая поверхностно-активная текучая среда и способ ее применения в качестве жидкости для гидроразрыва | |
| RU2004120281A (ru) | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения | |
| CA2547185A1 (en) | Method for treating a subterranean formation | |
| US20190177603A1 (en) | Environmentally acceptable surfactant in aqueous-based stimulation fluids | |
| CA2610654A1 (en) | Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same | |
| CN1433499A (zh) | 一种改善地下含油地层的渗透性的方法 | |
| US11643589B2 (en) | Methods and compositions for hydrocarbon recovery | |
| US12054668B2 (en) | Chemical treatment solution for formation damage at near wellbore |