[go: up one dir, main page]

RU2009136515A - METHOD AND SYSTEM FOR TREATMENT OF HYDROCARBON FORMATIONS - Google Patents

METHOD AND SYSTEM FOR TREATMENT OF HYDROCARBON FORMATIONS Download PDF

Info

Publication number
RU2009136515A
RU2009136515A RU2009136515/03A RU2009136515A RU2009136515A RU 2009136515 A RU2009136515 A RU 2009136515A RU 2009136515/03 A RU2009136515/03 A RU 2009136515/03A RU 2009136515 A RU2009136515 A RU 2009136515A RU 2009136515 A RU2009136515 A RU 2009136515A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
brine
composition
bearing formation
independently
hydrocarbon
Prior art date
Application number
RU2009136515/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Гари А. ПОУП (US)
Гари А. Поуп
ДЖР. Джимми Р. БАРАН (US)
ДЖР. Джимми Р. БАРАН
Вишал БАНГ (US)
Вишал БАНГ
Мукул М. ШАРМА (US)
Мукул М. ШАРМА
Original Assignee
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us)
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани (Us)
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us), Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем, 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани (Us), 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани filed Critical Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us)
Publication of RU2009136515A publication Critical patent/RU2009136515A/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the 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

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)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

1. Способ обработки формации, несущей углеводород, с рассолом и, по меньшей мере, одной температурой, где рассол имеет, по меньшей мере, одну первую композицию, причем способ включает этапы, на которых: ! получают первую информацию совместимости для первого модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где первый модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе первой композиции рассола, где модельная температура выбрана, по меньшей мере частично, на основе температуры формации, и где первая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один первый растворитель; ! на основе, по меньшей мере частично, первой информации совместимости выбирают способ обработки для формации, несущей углеводород, где способ обработки является Способом I или Способом II, ! где при Способе I: ! формацию, несущую углеводород, приводят в контакт с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере частично, растворяет и/или, по меньшей мере частично, вытесняет рассол в формации, несущей углеводород; и ! затем приводят в контакт формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки; ! и где при Способе II: ! приводят в контакт формацию, несущую углеводород, со второй композицией обработки, причем вторая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно второе поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один второй растворитель, при условии, что после получения первой информации совместимости формации, несущей углеводород не контактирует с текучей средой, которая, по меньшей мере частично, растворяет � 1. A method of treating a hydrocarbon-bearing formation with brine and at least one temperature, wherein the brine has at least one first composition, the method comprising the steps of:! obtaining first compatibility information for the first simulated brine and the first simulated temperature treatment composition, wherein the first simulated brine has a composition selected at least in part based on the first brine composition, where the simulated temperature is selected at least in part based on the formation temperature , and where the first treatment composition includes at least one first surfactant and at least one first solvent; ! based at least in part on the first compatibility information, a treatment method is selected for a hydrocarbon bearing formation, where the treatment method is Method I or Method II,! where in Method I:! the hydrocarbon-bearing formation is brought into contact with a fluid, where the fluid at least partially dissolves and / or at least partially displaces the brine in the hydrocarbon-bearing formation; and! then contacting the hydrocarbon-bearing formation with the first treatment composition; ! and where in Method II:! contacting the hydrocarbon-bearing formation with a second treatment composition, the second treatment composition comprising at least one second surfactant and at least one second solvent, provided that after obtaining the first formation compatibility information, the carrier hydrocarbon is not in contact with a fluid that at least partially dissolves �

Claims (23)

1. Способ обработки формации, несущей углеводород, с рассолом и, по меньшей мере, одной температурой, где рассол имеет, по меньшей мере, одну первую композицию, причем способ включает этапы, на которых:1. A method of treating a hydrocarbon bearing formation with a brine and at least one temperature, wherein the brine has at least one first composition, the method comprising the steps of: получают первую информацию совместимости для первого модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где первый модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе первой композиции рассола, где модельная температура выбрана, по меньшей мере частично, на основе температуры формации, и где первая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один первый растворитель;obtain first compatibility information for the first model brine and the first treatment composition at model temperature, where the first model brine has a composition selected at least in part based on the first brine composition, where the model temperature is selected at least partially based on formation temperature and where the first treatment composition comprises at least one first surfactant and at least one first solvent; на основе, по меньшей мере частично, первой информации совместимости выбирают способ обработки для формации, несущей углеводород, где способ обработки является Способом I или Способом II,based at least in part on the first compatibility information, a treatment method is selected for the hydrocarbon-bearing formation, where the treatment method is Method I or Method II, где при Способе I:where with Method I: формацию, несущую углеводород, приводят в контакт с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере частично, растворяет и/или, по меньшей мере частично, вытесняет рассол в формации, несущей углеводород; иa hydrocarbon bearing formation is brought into contact with a fluid, where the fluid at least partially dissolves and / or at least partially displaces the brine in the hydrocarbon bearing formation; and затем приводят в контакт формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки;the hydrocarbon bearing formation is then brought into contact with the first treatment composition; и где при Способе II:and where with Method II: приводят в контакт формацию, несущую углеводород, со второй композицией обработки, причем вторая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно второе поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один второй растворитель, при условии, что после получения первой информации совместимости формации, несущей углеводород не контактирует с текучей средой, которая, по меньшей мере частично, растворяет и/или, по меньшей мере частично, вытесняет рассол в формации, несущей углеводород, перед приведением в контакт формации, несущей углеводород, со второй композицией обработки; иbringing the hydrocarbon-bearing formation into contact with the second treatment composition, wherein the second treatment composition comprises at least one second surfactant and at least one second solvent, provided that after obtaining the first formation compatibility information, the hydrocarbon carrier does not come into contact with a fluid that at least partially dissolves and / or at least partially displaces the brine in the hydrocarbon bearing formation before bringing into contact the hydrocarbon bearing formation natal, with a second treatment composition; and обрабатывают формацию, несущую углеводород, выбранным способом обработки.treating the hydrocarbon bearing formation with a selected treatment method. 2. Способ по п.1, где первая информация совместимости показывает, что первый модельный рассол и первая композиция обработки, по меньшей мере частично, несовместимы.2. The method according to claim 1, where the first compatibility information shows that the first model brine and the first processing composition are at least partially incompatible. 3. Способ по п.1, где первая информация совместимости показывает, что первый модельный рассол и первая композиция обработки совместимы, и где вторая композиция обработки имеет такую же композицию, что и первая композиция обработки.3. The method according to claim 1, where the first compatibility information shows that the first model brine and the first processing composition are compatible, and where the second processing composition has the same composition as the first processing composition. 4. Способ по п.1, где первая информация совместимости включает информацию, касающуюся фазовой устойчивости смеси первого модельного рассола и первой композиции обработки.4. The method according to claim 1, where the first compatibility information includes information regarding the phase stability of the mixture of the first model brine and the first treatment composition. 5. Способ по п.1, где информация совместимости включает информацию, касающуюся осаждения солей из смеси первого модельного рассола и первой композиции обработки.5. The method according to claim 1, where the compatibility information includes information regarding the deposition of salts from a mixture of the first model brine and the first treatment composition. 6. Способ по п.1, где, по меньшей мере, одно из первого поверхностно-активного вещества или второго поверхностно-активного вещества является неионным фторсодержащим полимерным поверхностно-активным веществом.6. The method according to claim 1, where at least one of the first surfactant or the second surfactant is a non-ionic fluorine-containing polymer surfactant. 7. Способ по п.6, где неионное фторсодержащее полимерное поверхностно-активное вещество включает7. The method according to claim 6, where the non-ionic fluorine-containing polymer surfactant includes по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой:at least one divalent unit represented by the formula:
Figure 00000001
; и
Figure 00000001
; and по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой:at least one divalent unit represented by the formula:
Figure 00000002
;
Figure 00000002
;
Figure 00000003
; или
Figure 00000003
; or
Figure 00000004
;
Figure 00000004
; где Rf представляет перфторалкильную группу с 1-8 атомами углерода;where R f represents a perfluoroalkyl group with 1-8 carbon atoms; R, R1 и R2 каждый независимо являются водородом или алкилом с 1-4 атомами углерода;R, R 1 and R 2 each independently are hydrogen or alkyl with 1-4 carbon atoms; n - целое число от 2 до 10;n is an integer from 2 to 10; EO представляет -CH2CH2O-;EO is —CH 2 CH 2 O—; каждый PO независимо представляет -CH(CH3)CH2O- или -CH2CH(CH3)O-;each PO independently represents —CH (CH 3 ) CH 2 O— or —CH 2 CH (CH 3 ) O—; каждый р является независимо целым числом от 1 до около 128; иeach p is independently an integer from 1 to about 128; and каждый q является независимо целым числом от 0 до около 55.each q is independently an integer from 0 to about 55. 8. Способ по п.1, где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, один из полиола или полиолового эфира, и где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; и где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, одно из моногидрокси спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода.8. The method according to claim 1, where at least one of the first solvent or the second solvent includes at least one of a polyol or polyol ether, and where the polyol and polyol ether independently have from 2 to 25 carbon atoms; and where at least one of the first solvent or the second solvent includes at least one of monohydroxy alcohol, ether or ketone, independently having from 1 to 4 carbon atoms. 9. Способ по п.1, где первая информация совместимости представлена в форме контурной карты.9. The method according to claim 1, where the first compatibility information is presented in the form of a contour map. 10. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, является пластической формацией.10. The method of claim 1, wherein the hydrocarbon bearing formation is a plastic formation. 11. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, является не пластической формацией.11. The method according to claim 1, where the hydrocarbon bearing formation is a non-plastic formation. 12. Способ по п.1, где после контакта текучей среды с формацией, несущей углеводород, и перед контактом первой композиции обработки с формацией, несущей углеводород, формация имеет вторую композицию рассола, и где Способе I дополнительно включает этапы, на которых:12. The method according to claim 1, where after the fluid has contacted the hydrocarbon-bearing formation and before the first treatment composition has contacted the hydrocarbon-bearing formation, the formation has a second brine composition, and where Method I further comprises the steps of: получают вторую информацию совместимости для второго модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где второй модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе второй композиции рассола, и где вторая информация совместимости показывает, что первая композиция обработки и второй модельный рассол совместимы.obtaining second compatibility information for the second model brine and the first treatment composition at model temperature, where the second model brine has a composition selected at least in part from the second brine composition, and where the second compatibility information indicates that the first processing composition and the second model brine compatible. 13. Способ по п.1, где формация является трещиноватой.13. The method according to claim 1, where the formation is fractured. 14. Способ по п.2, где выбирают Способ I, причем после контакта текучей среды с формацией, несущей углеводород, формация имеет вторую композицию рассола, и где Способ I дополнительно включает этапы, на которых:14. The method of claim 2, wherein Method I is selected, wherein after the fluid contacts the hydrocarbon bearing formation, the formation has a second brine composition, and where Method I further comprises the steps of: получают вторую информацию совместимости для второго модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где второй модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе второй композиции рассола, и где вторая информация совместимости показывает, что первая композиция обработки и второй модельный рассол совместимы; иobtaining second compatibility information for the second model brine and the first treatment composition at model temperature, where the second model brine has a composition selected at least in part from the second brine composition, and where the second compatibility information indicates that the first processing composition and the second model brine compatible; and после получения второй информации совместимости приводят в контакт формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки.after receiving the second compatibility information, the hydrocarbon bearing formation is contacted with the first treatment composition. 15. Способ по п.14, где, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество является неионным фторсодержащим полимерным поверхностно-активным веществом, включающим:15. The method according to 14, where at least one first surfactant is a non-ionic fluorine-containing polymer surfactant, including: по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой:at least one divalent unit represented by the formula:
Figure 00000001
; и
Figure 00000001
; and по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой:at least one divalent unit represented by the formula:
Figure 00000002
;
Figure 00000002
;
Figure 00000005
; или
Figure 00000005
; or
Figure 00000006
;
Figure 00000006
; где Rf представляет перфторалкильную группу с 1-8 атомами углерода;where R f represents a perfluoroalkyl group with 1-8 carbon atoms; R, R1 и R2 каждый независимо являются водородом или алкилом с 1-4 атомами углерода;R, R 1 and R 2 each independently are hydrogen or alkyl with 1-4 carbon atoms; n - целое число от 2 до 10;n is an integer from 2 to 10; ЕО представляет -СH2СH2О-;EO represents —CH 2 CH 2 O—; каждый РО независимо представляет -СН(СН3)СН2О- или -СН2СН(СН3)O-;each PO independently represents —CH (CH 3 ) CH 2 O— or —CH 2 CH (CH 3 ) O—; каждый p является независимо целым числом от 1 до около 128; иeach p is independently an integer from 1 to about 128; and каждый q является независимо целым числом от 0 до около 55.each q is independently an integer from 0 to about 55. 16. Способ по любому из предыдущих пунктов, где текучая среда главным образом не содержит поверхностно-активное вещество.16. The method according to any one of the preceding paragraphs, where the fluid mainly does not contain a surfactant. 17. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из толуола, дизельного топлива, гептана, октана или конденсата.17. The method according to any one of claims 1 to 15, where the fluid includes at least one of toluene, diesel fuel, heptane, octane or condensate. 18. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, один из полиола или полиолового эфира и где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода.18. The method according to any one of claims 1 to 15, wherein the fluid comprises at least one of a polyol or polyol ether and wherein the polyol and polyol ether independently have from 2 to 25 carbon atoms. 19. Способ по п.18, где полиол или полиоловый эфир является, по меньшей мере, одним из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, диэтиленгликоль монометилового эфира, этиленгликоль монобутилового эфира или дипропиленгликоль монометилового эфира.19. The method of claim 18, wherein the polyol or polyol ether is at least one of 2-butoxyethanol, ethylene glycol, propylene glycol, poly (propylene glycol), 1,3-propanediol, 1,8-octanediol, diethylene glycol monomethyl ether, ethylene glycol monobutyl ether or dipropylene glycol monomethyl ether. 20. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, один моногидрокси спирт, эфир или кетон, независимо имеющие от 1 до 4 атомов углерода.20. The method according to any one of claims 1 to 15, where the fluid includes at least one monohydroxy alcohol, ether or ketone, independently having from 1 to 4 carbon atoms. 21. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола.21. The method according to any one of claims 1 to 15, where the fluid includes at least one of water, methanol, ethanol or isopropanol. 22. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из азота, диоксида углерода или метана.22. The method according to any one of claims 1 to 15, where the fluid includes at least one of nitrogen, carbon dioxide or methane. 23. Способ по п.14 или 15, где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, одно из полиола и полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода и где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, одно из моногидрокси спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. 23. The method according to 14 or 15, where at least one of the first solvent or the second solvent comprises at least one of a polyol and a polyol ether, where the polyol and polyol ether independently have from 2 to 25 carbon atoms and where at least one of the first solvent or the second solvent includes at least one of monohydroxy alcohol, ether or ketone, independently having from 1 to 4 carbon atoms.
RU2009136515/03A 2007-03-23 2007-12-30 METHOD AND SYSTEM FOR TREATMENT OF HYDROCARBON FORMATIONS RU2009136515A (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US89687707P 2007-03-23 2007-03-23
US60/896,877 2007-03-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2009136515A true RU2009136515A (en) 2011-04-27

Family

ID=39788793

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009136515/03A RU2009136515A (en) 2007-03-23 2007-12-30 METHOD AND SYSTEM FOR TREATMENT OF HYDROCARBON FORMATIONS

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20100181068A1 (en)
EP (1) EP2134803A4 (en)
CN (1) CN101688110A (en)
RU (1) RU2009136515A (en)
WO (1) WO2008118240A1 (en)

Families Citing this family (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8403050B2 (en) 2007-03-23 2013-03-26 3M Innovative Properties Company Method for treating a hydrocarbon-bearing formation with a fluid followed by a nonionic fluorinated polymeric surfactant
EP2139933A4 (en) * 2007-03-23 2012-01-11 Univ Texas METHOD FOR TREATING FORMATION WITH A SOLVENT
US8138127B2 (en) * 2007-03-23 2012-03-20 Board Of Regents, The University Of Texas Compositions and methods for treating a water blocked well using a nonionic fluorinated surfactant
EP2238312A4 (en) 2007-11-30 2011-08-17 Univ Texas METHODS FOR IMPROVING PRODUCTIVITY OF OIL WELLS
WO2009085904A1 (en) * 2007-12-21 2009-07-09 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions
BRPI0821284A2 (en) * 2007-12-21 2015-06-16 3M Innovative Properties Co Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon containing formations using these compositions
AU2009244574A1 (en) 2008-05-05 2009-11-12 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine
BRPI0915952A2 (en) * 2008-07-18 2019-11-26 3M Innovative Properties Co cationic polymer compositions and method for treating hydrocarbon-containing formations using them
MX2011006673A (en) 2008-12-18 2011-07-20 3M Innovative Properties Co Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions.
WO2010080473A1 (en) 2008-12-18 2010-07-15 3M Innovative Properties Company Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions
WO2011005672A2 (en) 2009-07-09 2011-01-13 3M Innovative Properties Company Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amphoteric compounds
US8550164B2 (en) * 2010-07-23 2013-10-08 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process for carbonate reservoirs
CN102373043B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Displacement agent suitable for MgCl2 injection water and preparation method thereof
CN102373041B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Oil displacement method by use of seawater base oil displacement agent
CN102373045B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Seawater-based oil displacement agent and preparation method thereof
CN102373046B (en) * 2010-08-23 2013-07-17 中国石油化工股份有限公司 High efficiency anti-magnesium ions oil displacement agent and its preparation method
CN102373040B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Composition suitable for seawater-based oil displacement and its preparation method
US8524639B2 (en) * 2010-09-17 2013-09-03 Clearwater International Llc Complementary surfactant compositions and methods for making and using same
US9624422B2 (en) 2010-12-20 2017-04-18 3M Innovative Properties Company Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides
US9499737B2 (en) 2010-12-21 2016-11-22 3M Innovative Properties Company Method for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine
EP2663608A4 (en) 2011-01-13 2014-07-09 3M Innovative Properties Co Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides
EP2758487A1 (en) * 2011-09-22 2014-07-30 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-stage methods and compositions for desensitizing subterranean formations faces
CN103045221B (en) * 2011-10-17 2015-01-21 中国石油天然气股份有限公司 A surfactant flooding system and its application
CN102703048B (en) * 2012-04-26 2014-02-12 合肥新星油田化学剂有限责任公司 Efficient salt-tolerant high-temperature-resistant oil displacement agent for heavy oil reservoirs and preparation method thereof
EP2920271A4 (en) 2012-11-19 2016-05-25 3M Innovative Properties Co Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ionic polymers
US9890294B2 (en) 2012-11-19 2018-02-13 3M Innovative Properties Company Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same
US9494025B2 (en) 2013-03-01 2016-11-15 Vincent Artus Control fracturing in unconventional reservoirs
WO2014197865A2 (en) * 2013-06-07 2014-12-11 Christopher Taylor Removal of dissolved salts using a solvent
EP3046986B1 (en) 2013-09-20 2020-07-22 Baker Hughes Holdings LLC Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent
CN105555904B (en) 2013-09-20 2019-09-03 贝克休斯公司 Organophosphorous-containing complexes for use in well treatment operations
EP3046988B1 (en) 2013-09-20 2019-08-21 Baker Hughes, a GE company, LLC Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations
CA3009048A1 (en) 2013-09-20 2015-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Composites for use in stimulation and sand control operations
US9701892B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Baker Hughes Incorporated Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well
WO2016126762A1 (en) * 2015-02-03 2016-08-11 Schlumberger Technology Corporation Modeling of fluid introduction and/or fluid extraction elements in simulation of coreflood experiment
CN106837259B (en) * 2017-04-01 2023-02-17 吉林大学 Device and method for increasing yield of marine shallow natural gas hydrate microtubules
US10961433B2 (en) 2019-02-14 2021-03-30 Saudi Arabian Oil Company Hydrocarbon well deliquification using dry ice
US11091688B2 (en) 2019-02-14 2021-08-17 Saudi Arabian Oil Company Hydrocarbon well deliquification using alkali metal silicides

Family Cites Families (69)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2732398A (en) * 1953-01-29 1956-01-24 cafiicfzsojk
US2803615A (en) * 1956-01-23 1957-08-20 Minnesota Mining & Mfg Fluorocarbon acrylate and methacrylate esters and polymers
US3554288A (en) * 1968-09-24 1971-01-12 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3653442A (en) * 1970-03-16 1972-04-04 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3787351A (en) * 1972-02-28 1974-01-22 Minnesota Mining & Mfg Use of soluble fluoroaliphatic oligomers in resin composite articles
US3902557A (en) * 1974-03-25 1975-09-02 Exxon Production Research Co Treatment of wells
US4018689A (en) * 1974-11-27 1977-04-19 The Dow Chemical Company Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids
US4085799A (en) * 1976-11-18 1978-04-25 Texaco Inc. Oil recovery process by in situ emulsification
US4460791A (en) * 1978-09-22 1984-07-17 Ciba-Geigy Corporation Oil recovery by fluorochemical surfactant waterflooding
US4329236A (en) * 1980-04-02 1982-05-11 The Standard Oil Company Technique for tertiary oil recovery
US4557837A (en) * 1980-09-15 1985-12-10 Minnesota Mining And Manufacturing Company Simulation and cleanup of oil- and/or gas-producing wells
US4409110A (en) * 1981-01-06 1983-10-11 Halliburton Company Enhanced oil displacement processes and compositions
US4432882A (en) * 1981-12-17 1984-02-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Hydrocarbon foams
US4440653A (en) * 1982-03-08 1984-04-03 Halliburton Company Highly stable alcohol foams and methods of forming and using such foams
US4565639A (en) * 1983-01-07 1986-01-21 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production by remedial well treatment
US5186257A (en) * 1983-01-28 1993-02-16 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4596662A (en) * 1984-06-13 1986-06-24 Dresser Industries, Inc. Compositions for use in drilling, completion and workover fluids
US4609043A (en) * 1984-10-22 1986-09-02 Mobil Oil Corporation Enhanced oil recovery using carbon dioxide
US4702849A (en) * 1986-02-25 1987-10-27 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production from subterranean formations
US4767545A (en) * 1986-07-31 1988-08-30 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4997580A (en) * 1986-07-31 1991-03-05 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4993448A (en) * 1987-05-15 1991-02-19 Ciba-Geigy Corporation Crude oil emulsions containing a compatible fluorochemical surfactant
US4823873A (en) * 1987-12-07 1989-04-25 Ciba-Geigy Corporation Steam mediated fluorochemically enhanced oil recovery
US4921619A (en) * 1988-04-12 1990-05-01 Ciba-Geigy Corporation Enhanced oil recovery through cyclic injection of fluorochemicals
IT1229219B (en) * 1989-03-31 1991-07-26 Eniricerche S P A Agip S P A GELIFIABLE WATER COMPOSITION AND ITS USE IN THE ASSISTED RECOVERY OF OIL.
US5219476A (en) * 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
US4975468A (en) * 1989-04-03 1990-12-04 Affinity Biotech, Inc. Fluorinated microemulsion as oxygen carrier
US4923009A (en) * 1989-05-05 1990-05-08 Union Oil Company Of California Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein
US5042580A (en) * 1990-07-11 1991-08-27 Mobil Oil Corporation Oil recovery process for use in fractured reservoirs
US5310882A (en) * 1990-11-30 1994-05-10 American Cyanamid Company Somatotropins with alterations in the α-helix 3 region
US5358052A (en) * 1990-12-20 1994-10-25 John L. Gidley & Associates, Inc. Conditioning of formation for sandstone acidizing
US5129457A (en) * 1991-03-11 1992-07-14 Marathon Oil Company Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
IT1245383B (en) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa GELIFIABLE WATER COMPOSITION WITH DELAYED GELIFICATION TIME
FR2679150A1 (en) * 1991-07-17 1993-01-22 Atta PREPARATIONS CONSISTING OF A FLUOROCARBIDE OR HIGHLY FLUORINE COMPOUND AND A LIPOPHILIC-FLUOROPHILIC ORGANIC COMPOUND, AND THEIR USES.
US5181568A (en) * 1991-09-26 1993-01-26 Halliburton Company Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations
US5247993A (en) * 1992-06-16 1993-09-28 Union Oil Company Of California Enhanced imbibition oil recovery process
US5965659A (en) * 1993-12-29 1999-10-12 Daikin Industries Ltd. Fluorine-containing-oil-in-water emulsion and surface treatment composition
US5415229A (en) * 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
US5477924A (en) * 1994-12-20 1995-12-26 Imodco, Inc. Offshore well gas disposal
US5733526A (en) * 1995-12-14 1998-03-31 Alliance Pharmaceutical Corp. Hydrocarbon oil/fluorochemical preparations and methods of use
DE19653136A1 (en) * 1996-12-19 1998-06-25 Wacker Chemie Gmbh Method for stabilizing the gas flow in water-bearing gas deposits and natural gas storage
US6162766A (en) * 1998-05-29 2000-12-19 3M Innovative Properties Company Encapsulated breakers, compositions and methods of use
CA2255413A1 (en) * 1998-12-11 2000-06-11 Fracmaster Ltd. Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing
US6127430A (en) * 1998-12-16 2000-10-03 3M Innovative Properties Company Microemulsions containing water and hydrofluroethers
US6274060B1 (en) * 1999-02-04 2001-08-14 Daikin Industries, Ltd. Water- and oil-repellent
EP1048711A1 (en) * 1999-03-03 2000-11-02 Ethyl Petroleum Additives Limited Lubricant compositions exhibiting improved demulse performance
US6443230B1 (en) * 1999-06-22 2002-09-03 Bj Services Company Organic hydrofluoric acid spearhead system
US6576597B2 (en) * 1999-08-05 2003-06-10 Texas United Chemical Company, Llc. Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby
CA2385605C (en) * 1999-09-24 2009-12-15 Alberto Slikta A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation
EP1246856B1 (en) * 1999-10-27 2009-07-15 3M Innovative Properties Company Fluorochemical sulfonamide surfactants
FR2811760B1 (en) * 2000-07-17 2002-09-13 Inst Francais Du Petrole METHOD FOR MODELING FLUID DISPLACEMENTS IN A POROUS MEDIUM TAKING ACCOUNT OF HYSTERESIS EFFECTS
US6660693B2 (en) * 2001-08-08 2003-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods for dewatering shaly subterranean formations
US6579572B2 (en) * 2001-08-13 2003-06-17 Intevep, S.A. Water-based system for altering wettability of porous media
US6689854B2 (en) * 2001-08-23 2004-02-10 3M Innovative Properties Company Water and oil repellent masonry treatments
US6805198B2 (en) * 2001-09-07 2004-10-19 Baker Hughes Incorporated Organic acid system for high temperature acidizing
US7256160B2 (en) * 2001-11-13 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids for delayed flow back operations
US6977505B1 (en) * 2002-09-09 2005-12-20 Lanny Rosenquist Method for locating underground fluid sources
US7114567B2 (en) * 2003-01-28 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation Propped fracture with high effective surface area
US6945327B2 (en) * 2003-02-11 2005-09-20 Ely & Associates, Inc. Method for reducing permeability restriction near wellbore
US20040167270A1 (en) * 2003-02-25 2004-08-26 Dane Chang Fugitive pattern for casting
US6911417B2 (en) * 2003-04-29 2005-06-28 Conocophillips Company Water block removal with surfactant based hydrocarbonaceous liquid system
US7727710B2 (en) * 2003-12-24 2010-06-01 3M Innovative Properties Company Materials, methods, and kits for reducing nonspecific binding of molecules to a surface
WO2005066224A1 (en) * 2003-12-31 2005-07-21 3M Innovative Properties Company Water-and oil-repellent fluoroacrylates
US7237608B2 (en) * 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
AU2006243729B2 (en) * 2005-05-02 2011-06-16 Trican Well Service Ltd. Method for making transportable aqueous slurries by particulate hydrophobicization
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
US20070225176A1 (en) * 2006-03-27 2007-09-27 Pope Gary A Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US20080051300A1 (en) * 2006-08-23 2008-02-28 Pope Gary A Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells
EP2139933A4 (en) * 2007-03-23 2012-01-11 Univ Texas METHOD FOR TREATING FORMATION WITH A SOLVENT

Also Published As

Publication number Publication date
EP2134803A1 (en) 2009-12-23
US20100181068A1 (en) 2010-07-22
EP2134803A4 (en) 2011-08-03
CN101688110A (en) 2010-03-31
WO2008118240A1 (en) 2008-10-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009136515A (en) METHOD AND SYSTEM FOR TREATMENT OF HYDROCARBON FORMATIONS
RU2009136514A (en) METHOD FOR PROCESSING A HYDROCARBON FORMATION
RU2009138852A (en) METHOD FOR PROCESSING A CRACKED FORMATION
RU2009138310A (en) METHOD FOR PROCESSING SOLVENT FORMATION
RU2009109759A (en) COMPOSITIONS AND METHODS FOR IMPROVING PRODUCTIVITY OF WELLS PRODUCING HYDROCARBON
RU2009138314A (en) COMPOSITIONS AND WAYS OF TREATMENT WELL WITH A WATER BARRIER
Sarbu et al. Design and synthesis of low cost, sustainable CO2-philes
EP3452527B1 (en) Methods for synthesizing acryloyl-based copolymers, terpolymers
US20170321050A1 (en) Acrylamide-based copolymers, terpolymers, and use as hydrate inhibitors
RU2012138952A (en) METHOD AND COMPOSITION FOR THE TERTIARY METHOD FOR PRODUCING HYDROCARBONS
CN102464974B (en) Composition capable of greatly improving crude oil recovery ratio and preparation method thereof
JP6786811B2 (en) Compositions containing organic base compounds, Lewis acids and active hydrogen-containing compounds
RU2011130525A (en) BINDING BASED ON BLOCKED MERCAPTOSILANE
RU2363718C2 (en) Composition and method of increased oil yield
RU2012126152A (en) HYDROPHILIC / LIPOPHILIC MODIFIED POLYSILOXANES AS EMULSANATORS
CN102690641B (en) A kind of sulfonate surfactant and preparation method thereof
CN112250858A (en) Method for preparing flame-retardant polymer polyol, application and polyurethane foam plastic prepared by using flame-retardant polymer polyol
ATE527231T1 (en) METHOD FOR PRODUCING A HYDROXYALKYL-HINDERED PHENOLIC ANTIOXIDANT
EP1122275A3 (en) Aliphatic polyester, method for manufacturing aliphatic polyester, and method for recycling cellulose
EP3162872A1 (en) Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery
DE59710568D1 (en) Process for the production of polyisocyanurate foams with reduced thermal conductivity
CN115558096A (en) Comb-type cardanol polyether demulsifier, and preparation method and application thereof
CN120923762A (en) Fatty amine polyester ether surfactant and preparation method of composite ionic oil displacement agent thereof
CN101868493A (en) Novel compounds for fabric treatment
WO2022238892A1 (en) Process for the preparation of functionalized terpolymers from epoxides and carbon dioxide

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20120227