RU2010150700A - Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу - Google Patents
Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010150700A RU2010150700A RU2010150700/03A RU2010150700A RU2010150700A RU 2010150700 A RU2010150700 A RU 2010150700A RU 2010150700/03 A RU2010150700/03 A RU 2010150700/03A RU 2010150700 A RU2010150700 A RU 2010150700A RU 2010150700 A RU2010150700 A RU 2010150700A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- solution
- cationic surfactant
- surfactant
- vol
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract 27
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 title claims abstract 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 title claims abstract 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 title claims abstract 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract 22
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract 5
- 229940048842 sodium xylenesulfonate Drugs 0.000 claims abstract 5
- QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M sodium;3,4-dimethylbenzenesulfonate Chemical group [Na+].CC1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1C QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 4
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical group 0.000 claims 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- -1 shale Substances 0.000 claims 1
- KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N N,N,N',N'-tetramethylethylenediamine Chemical group CN(C)CCN(C)C KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/703—Foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
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)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
1. Вязкоупругая жидкость для увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, содержащая: ! (a) анионное поверхностно-активное вещество; ! (b) катионное поверхностно-активное вещество; ! (c) гидроксиэтилцеллюлозу; и ! (d) воду ! при этом объемное отношение катионного поверхностно-активного вещества в растворе к анионному поверхностно-активному веществу в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно активного вещества и 40 об.% раствор анионного поверхностно активного вещества). ! 2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что анионное поверхностно-активное вещество представляет собой ксилолсульфонат натрия. ! 3. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония. ! 4. Жидкость по п.2, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония. ! 5. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что объемное отношение раствора катионного поверхностно активного вещества к анионному поверхностно активному веществу составляет от 1:1 до 2:1, в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40 об.% раствор анионного поверхностно-активного вещества. ! 6. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что содержание катионного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от 2 л/м3 до 50 л/м3, а содержание анионного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от 2,0 л/м3 до 30 л/м3. ! 7. Жидкость по п.6, отличающаяся тем, что анионное поверхностно-активное вещество представляет собой ксилолсульфонат натрия, катионное поверхностно-актив�
Claims (20)
1. Вязкоупругая жидкость для увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, содержащая:
(a) анионное поверхностно-активное вещество;
(b) катионное поверхностно-активное вещество;
(c) гидроксиэтилцеллюлозу; и
(d) воду
при этом объемное отношение катионного поверхностно-активного вещества в растворе к анионному поверхностно-активному веществу в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно активного вещества и 40 об.% раствор анионного поверхностно активного вещества).
2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что анионное поверхностно-активное вещество представляет собой ксилолсульфонат натрия.
3. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония.
4. Жидкость по п.2, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония.
5. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что объемное отношение раствора катионного поверхностно активного вещества к анионному поверхностно активному веществу составляет от 1:1 до 2:1, в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40 об.% раствор анионного поверхностно-активного вещества.
6. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что содержание катионного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от 2 л/м3 до 50 л/м3, а содержание анионного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от 2,0 л/м3 до 30 л/м3.
7. Жидкость по п.6, отличающаяся тем, что анионное поверхностно-активное вещество представляет собой ксилолсульфонат натрия, катионное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония.
8. Жидкость по п.1, дополнительно содержащая расклинивающий наполнитель.
9. Вязкоэластичная жидкость по п.1, дополнительно содержащая газ или газообразную жидкость.
10. Жидкость по п.1, дополнительно содержащая газообразный вспенивающий агент.
11. Жидкость по п.5, отличающаяся тем, что жидкость дополнительно содержит газообразный вспенивающий агент, причем при общем содержании растворов поверхностно активных веществ до 6% по объему, жидкость имеет вязкость, подходящую для применения в качестве жидкости разрыва в интервале температур от 10°C до 100°C.
12. Жидкость по п.10, отличающаяся тем, что вспенивающий агент представляет собой азот или жидкий CO2 и присутствует в количествах по объему от 63% до более чем 96%.
13. Вспененная или активированная вязкоупругая жидкость для повышения производительности углеводородсодержащего пласта, содержащая:
(a) ксилолсульфонат натрия;
(b) хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония;
(c) гидроксиэтилцеллюлозу;
(d) азот или диоксид углерода; и
(e) воду,
при этом содержание внутренней фазы во вспененной или активированной вязкоупругой жидкости составляет от 5 до 63% для активированных жидкостей или от 63% и до 96% для вспененных жидкостей.
14. Жидкость по п.13, отличающаяся тем, что объемное отношение катионного поверхностно-активного вещества в растворе к анионному поверхностно-активному веществу в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества и 40% (об.) анионного поверхностно-активного вещества).
15. Жидкость по п.13, дополнительно содержащая расклинивающий наполнитель.
16. Жидкость по п.13, отличающаяся тем, что содержание катионного поверхностно-активного вещества в жидкости (в расчете на 50 об.% раствор катионного поверхностно-активного вещества) составляет от 2 л/м3 до 50 л/м3.
17. Способ увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, в котором проходит скважина, которая включающий закачивание в скважину вязкоупругой жидкости по п.1.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что скважина представляет собой скважину для добычи метана из угольного пластав.
19. Способ разрыва подземного пласта, который включает закачивание вязкоупругой жидкости по п.13 в пласт при давлении, достаточном для разрыва пласта.
20. Способ по п.19, отличающийся тем, что углеводородсодержащий пласт представляет собой песчаники, уголь, сланцы, известняки, доломиты, алевриты или диатомиты.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2,688,202 | 2009-12-11 | ||
| CA2688202A CA2688202C (en) | 2009-12-11 | 2009-12-11 | Viscoelastic fluids containing hydroxyethyl cellulose |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010150700A true RU2010150700A (ru) | 2012-06-20 |
| RU2473585C2 RU2473585C2 (ru) | 2013-01-27 |
Family
ID=43536605
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010150700/03A RU2473585C2 (ru) | 2009-12-11 | 2010-12-13 | Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110143970A1 (ru) |
| EP (1) | EP2333027A1 (ru) |
| AR (1) | AR079359A1 (ru) |
| AU (1) | AU2010249292B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI1010441A2 (ru) |
| CA (1) | CA2688202C (ru) |
| RU (1) | RU2473585C2 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8691734B2 (en) | 2008-01-28 | 2014-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer |
| US10202541B2 (en) | 2014-08-28 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluid and method of use |
| US20180230362A1 (en) * | 2015-10-22 | 2018-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use |
| CN107808068A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于致密砂岩气藏高产富集评价的方法 |
| CN111234432B (zh) * | 2020-02-18 | 2021-03-26 | 四川大学 | 基于聚合物的co2响应性黏弹性流体及其制备方法 |
| US12344798B2 (en) * | 2023-05-31 | 2025-07-01 | Saudi Arabian Oil Company | Foamed acid system stabilized by two dimensional-graphene and surfactant composite for fracturing application |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5229017A (en) * | 1990-03-01 | 1993-07-20 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method of enhancing methane production from coal seams by dewatering |
| 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 |
| US20050028979A1 (en) | 1996-11-27 | 2005-02-10 | Brannon Harold Dean | Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications |
| FR2759293B1 (fr) * | 1997-02-11 | 1999-04-30 | Ethypharm Lab Prod Ethiques | Microgranules contenant du cisplatine, procede de fabrication, preparation pharmaceutique et utilisation en polychimiotherapie ou en association avec une radiotherapie |
| CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
| CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
| US6875728B2 (en) * | 1999-12-29 | 2005-04-05 | Bj Services Company Canada | Method for fracturing subterranean formations |
| ATE333036T1 (de) * | 2000-02-25 | 2006-08-15 | Sofitech Nv | Schaummittel zur verwendung in kohleflözen |
| US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US6488091B1 (en) * | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
| US7152675B2 (en) * | 2003-11-26 | 2006-12-26 | The Curators Of The University Of Missouri | Subterranean hydrogen storage process |
| US20050247447A1 (en) * | 2004-05-10 | 2005-11-10 | Spring Roger L | Angled perforating device for well completions |
| US7244694B2 (en) * | 2004-09-02 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses |
| US20060272816A1 (en) * | 2005-06-02 | 2006-12-07 | Willberg Dean M | Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition |
| US7699106B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-04-20 | Bj Services Company | Method for reducing fluid loss during hydraulic fracturing or sand control treatment |
| RU2368769C2 (ru) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US7913762B2 (en) * | 2008-07-25 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using ultra lightweight proppant suspensions and gaseous streams |
| US8205675B2 (en) * | 2008-10-09 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
-
2009
- 2009-12-11 CA CA2688202A patent/CA2688202C/en not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-12-09 EP EP10194318A patent/EP2333027A1/en not_active Withdrawn
- 2010-12-10 US US12/965,297 patent/US20110143970A1/en not_active Abandoned
- 2010-12-10 BR BRPI1010441-0A patent/BRPI1010441A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-12-10 AU AU2010249292A patent/AU2010249292B2/en not_active Ceased
- 2010-12-10 AR ARP100104576A patent/AR079359A1/es not_active Application Discontinuation
- 2010-12-13 RU RU2010150700/03A patent/RU2473585C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI1010441A2 (pt) | 2013-01-22 |
| EP2333027A1 (en) | 2011-06-15 |
| AR079359A1 (es) | 2012-01-18 |
| CA2688202A1 (en) | 2011-06-11 |
| AU2010249292B2 (en) | 2013-09-26 |
| US20110143970A1 (en) | 2011-06-16 |
| AU2010249292A1 (en) | 2011-06-30 |
| RU2473585C2 (ru) | 2013-01-27 |
| CA2688202C (en) | 2012-11-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Huang et al. | Coalbed methane reservoir stimulation using guar-based fracturing fluid: A review | |
| RU2010150700A (ru) | Вязкоупругие жидкости, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу | |
| CN104975829B (zh) | 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法 | |
| RU2010152222A (ru) | Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации | |
| Sun et al. | On the application of surfactant and water alternating gas (SAG/WAG) injection to improve oil recovery in tight reservoirs | |
| CN102337874A (zh) | 一种用于混相驱降低co2与原油间最小混相压力的方法 | |
| CN102287176A (zh) | 一种煤层压裂液体系 | |
| Delamaide et al. | State of the art review of the steam foam process | |
| CA2824169A1 (en) | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture | |
| CN101838527B (zh) | 石油天然气增产用缓蚀发泡剂 | |
| EA200801929A1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления | |
| RU2012103925A (ru) | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) | |
| CN205743868U (zh) | 碳酸盐岩油藏雾化酸增产系统 | |
| Palmer et al. | Nitrogen and carbon dioxide fracturing fluids for the stimulation of unconventional shale plays | |
| NO20130721A1 (no) | Okt oljeutvinning i reservoarer med lav permeabilitet | |
| CN116792093A (zh) | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 | |
| Xu et al. | Morphology-based kinetic study of the formation of carbon dioxide hydrates with promoters | |
| US20120097401A1 (en) | Selective hydrate production with co2 and controlled depressurization | |
| CN108195740A (zh) | 煤层注水条件下二氧化碳驱替甲烷装置 | |
| CN104806221A (zh) | 非常规油气储层液化石油气压裂改造方法 | |
| CN104832144A (zh) | 一种微生物辅助的空气泡沫驱提高石油采收率的方法 | |
| RU2349742C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN108049854B (zh) | 利用co2驱添加剂提高原油采收率的驱油方法 | |
| RU2014136135A (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с использованием суспензий сверхлегкого проппанта и потоков газов | |
| Li et al. | Gas-liquid-solid three phase flow model of CO2 foam fracturing in wellbore |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191214 |