NO173522B - Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner - Google Patents

Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner Download PDF

Info

Publication number
NO173522B
NO173522B NO84842340A NO842340A NO173522B NO 173522 B NO173522 B NO 173522B NO 84842340 A NO84842340 A NO 84842340A NO 842340 A NO842340 A NO 842340A NO 173522 B NO173522 B NO 173522B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
gel
cross
zirconium
linking
aqueous
Prior art date
Application number
NO84842340A
Other languages
English (en)
Other versions
NO842340L (no
NO173522C (no
Inventor
Stephen William Almond
Original Assignee
Halliburton Co
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 Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO842340L publication Critical patent/NO842340L/no
Publication of NO173522B publication Critical patent/NO173522B/no
Publication of NO173522C publication Critical patent/NO173522C/no

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
    • C09K8/60—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
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/902—Controlled release agent
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en vandig gel og fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon ved hydraulisk frakturering av denne. I formasjonen som er gjennomboret av et brønnhull blir den vandige gelen inn-sprøytet gjennom en passende ledning ved en hastighet og et trykk som er tilstrekkelig til å gi en fraktur i formasjonen.
Ved boring, komplettering og behandling av underjordiske formasjoner som gjennomtrenges av brønnhull, anvendes vanligvis viskøse behandlingsfluider som i det følgende også er betegnet behandlingsvaesker. I slike operasjoner er det ofte ønskelig eller nødvendig at de viskøse behandlings væskene har relativt lave, innledende viskositeter, men ved anbring-else i brønnhullet eller den underjordiske formasjon som skal behandles, øker væskenes viskositet. F.eks., ved gjennomføring av en underjordisk fraktureringsprosess på en hydrokarbonholdig formasjon for å stimulere produksjonen av hydrokarboner derfra, er det ønskelig med en behandlingsvæske som har en lav viskositet og et lavt friksjonstrykk når den pumpes, men som utviser en høy viskositet i formasjonen. Innen den hydrauliske fraktureringsteknikk blir det vanligvis innført en væske gjennom en ledning, slik som et rør eller foringsrør, anbragt i brønnhullet i en formasjon som ønskes frakturert. Væsken innføres ved en hastighet og et trykk som er tilstrekkelig til å gi en fraktur eller frakturer i formasjonen og til å utvide eller forlenge den frembragte fraktur eller frakturer fra brønnhullet inn i formasjonen. Ved dannelsen av frakturen eller frakturene kan ytterligere fraktureringsvæske inneholdende faste proppemidler innføres i frakturen eller frakturene i det tilfelle begynnelsesvæsken ikke inneholder noe proppemiddel. Etter denne behandling gjenvinnes den innførte væsken fra formasjonen, men proppemidlet forblir i den dannede fraktur eller frakturer for derved å hindre fullstendig lukking derav. Den proppede fraktur skaper en ledende kanal som forløper fra brønnhullet inn i formasjonen.
Ledningevnen for en proppet fraktur forårsakes av partikkel-størrelsen til det proppemiddel som er anbragt i frakturen. Partikkelstørrelsen på proppemidlet som kan benyttes, avhenger av den bredde til hvilken den spesielle fraktur kan åpnes under innføringen av fraktureringsvæsken. Fraktur-bredden er normalt direkte proporsjonal med frakturerings-væskens viskositet. I tillegg er bruken av fraktureringsvæsker som har relativt høye viskositeter, fordelaktig fordi slike væsker kan ha proppemiddelpartiklene suspendert deri uten for sterk sedimentering. Bruken av slike væsker med høy viskositet tillater også anbringelsen av proppematerialet med relativt stor partikkelstørrelse i frakturen uten at det oppstår en utskilling, dvs. uten at proppemiddelet danner bro over frakturens åpning og hindrer innføring av proppemiddelet deri .
Bruken av ønskede fraktureringsvæsker med høy viskositet ledsages på uønsket måte av problemet med høye friksjonstap som vanligvis møtes ved innføring av slike væsker i en formasjon gjennom ledningen, slik som rør eller foringsrør, anbragt i brønnhullet. Siden pumpeutstyret og rørelementer er begrenset med henblikk på kapasitet og operasjonstrykk, blir viskositeten til den væsken som kan pumpes, også begrenset. Væskens viskositet må være lav nok til at for store friksjonstap og høye brønnhodepumpetrykk unngås.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en vandig gel omfattende et vandig fluid; et geleringsmiddel omfattende et solvaterbart polysakkarid med en molekylvekt på over ca 100.000 valgt fra gruppen bestående av glukomannaner, galaktomannaner og derivater derav, hvor nevnte geleringsmiddel er tilstede i det vandige fluidet i en konsentrasjon i området 0,2-1,25 vekt-#, kjennetegnet ved at gelen ytterligere omfatter en retardert tverrbindingssammensetning omfattende et zirkonium (IV)-salt eller chelat, og en polyhydroksylholdig forbindelse som er forskjellig fra nevnte polysakkarid, hvor den retarderte tverrbindingssammen setningen har blitt aldret i en periode på fra noen minutter til flere uker før kontakt med nevnte geleringsmiddel.
Det er ifølge oppfinnelsen også tilveiebragt en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som er gjennomboret av et brønnhull omfattende fremstilling av en basisgel ved blanding av et vandig fluid med et geleringsmiddel omfattende et solvaterbart polysakkarid som har en molekylvekt på over ca. 100.000; og valgt fra glukomannaner, galaktomannaner og derivater derav, hvor geleringsmidlet er til stede i det vandige fluidet i en konsentrasjon i området 0,2-1,25 vekt-#, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at man med nevnte basisgel blander en aldret, retardert tverrbindingssammensetning omfattende
(i) en tverrbindingsforbindelse omfattende et zirkonium-chelat eller -salt som har zirkonium i +4
-oksydasjonstilstanden,
(ii) en polyhydroksylholdig forbindelse (som er forskjellig fra nevnte polysakkarid), og (iii) en vandig væske eller en alkanol som har 1-6 karbonatomer,
hvor de volumetriske forhold for (i):(ii): (iii) henholdsvis er i området fra 1:0,1:0,1 til 1:10:10 , volumet av (i) er uttrykt som det volum av en 14,38 vekt-# oppløsning av Zr<+4>som gir den samme molare mengde av Zr<+>^, og hvor den retarderte tverrbindingssammensetningen er i stand til å forsinke reaksjonshastigheten for tverrbindingsforbindelsen med geleringsmidlet i basisgelen og har blitt aldret i en periode fra noen minutter til flere uker før blandingen med basisgelen; innfører basisgelen som inneholder den retarderte tverrbindingssammensetningen i brønnhullet; lar basisgelen og tverrbindingsforbindelsen reagere etter en regulerbar tidsperiode for dannelse av en tverrbundet vandig gel, idet i det minste en del av forsinkelsen i hastighet for nevnte reaksjon resulterer fra
tilstedeværelsen av den polyhydroksylholdige forbindelsen og vandig væske eller alkohol i nevnte retarderte tverrbindingsmiddel; og innfører den tverrbundede vandige gelen i formasjonen fra brønnhullet ved en strømningshastighet og et trykk som er tilstrekkelig til å behandle formasjonen.
Behandlingsvæsken eller -fluidet har en innledende viskositet slik at faste proppemidler kan suspenderes deri og føres dermed uten for sterk sedimentering, men fluidets viskositet er ikke så høy at for høye f riksjonstrykk oppstår ved pumpingen av væsken. Den vandige gelen som inneholder den retarderte tverrbindingssammensetningen kan bevirke en forsinket tverrbinding av geleringsmidlet i det vandige geldannede fluid for frembringelse av en væske med betydelig høyere viskositet.
Den vandige gel har en ikke-Newtonsk viskositet i laminær strøm. Under innføring av den vandige gel i formasjonen gjennom en ledning hvori væsken befinner seg i turbulent strøm, er imidlertid viskositeten ikke større enn den som gis av geleringsmidlet før tverrbinding. Den vandige gelen ifølge foreliggende oppfinnelse kan føre større mengder proppemidler inn i en formasjon som ønskes frakturert, og kan innføres i formasjonen ved passende høye hastigheter ved hjelp av pumpeutstyr og røreelementer som normalt er tilgjengelig ved brønnhode.
Det vandige fluidet er vann-alkohol-oppløsning som inneholder 0-80 % og fortrinnsvis 0-40 % og helst 0-10 % alkohol beregnet på volum av oppløsningen. De foretrukne alkoholer er alkanoler med 1-59 karbonatomer. Eksempler på alkoholer som antas å være nyttige i den vandige væsken, innbefatter metanol, etanol, propanol, isopropanol, butanol, isobutanol, pentanol, furfuryl-alkohol, etylenglykol og etoksylerte derivater derav.
Den vandige væsken eller fluidet anvendes for å solvatisere geleringsmidlet. Det solvatiserte geleringsmidlet betegnes i det følgende "basisgel". pH-verdien til den vandige væsken kan justeres, om nødvendig, for å gjøre væsken forenlig med tverrbindingsmidlet som benyttes for å kryssbinde det solvatiserte geleringsmiddel. pH-justeringsmaterialet kan tilsettes til den vandige væsken før, etter eller under tilsetning av geleringsmiddelet til den vandige væsken. Geleringsmidlet som er nyttig i foreliggende oppfinnelse, velges fra solvatiserbare polysakkarider som har molekylvekter på minst 100.000. Eksempler på polysakkarider som er nyttige, innbefatter galaktomannangummiene, glukomannangummiene, og deres derivater. Solvatiserbare galaktomannan-og glukomannangummier forekommer i naturen. Galaktomannangummiene og glukomannangummiene kan også omsettes med hydrofile bestanddeler for derved å gi nyttige geleringsmidler.
Solvatiserbare polysakkarider med molekylvekter på under 100.000 danner ikke tverrbundede geler som er nyttige i forbindelse med foreliggende oppfinnelse. De mest foretrukne solvatiserbare polysakkarider som her er nyttige, har molekylvekter i området 200.000-3.000.000.
Guargummi, johannesbrødgummi, karayagummi, natriumkarboksymetylguar, hydroksyetylguar, natriumkarboksymetylhydroksyetylguar, hydroksypropylguar og natriumkarboksymetylhydroksypropylguar er eksempler på geleringsmidler som her er nyttige.
De foretrukne geleringsmidler er guargummi, hydroksypropylguar og natriumkarboksymetylhydroksypropylguar. Det mest foretrukne geleringsmiddel er hydroksypropylguar.
Det geleringsmiddel som er nyttig i foreliggende oppfinnelse, er til stede i det vandige fluidet i en konsentrasjon i området 0,2-1,25 <t>, fortrinnsvis 0,2-1,0 # og helst 0,4-0,7 %, beregnet på vekten av det vandige fluidet. En gelerings-middelkonsentrasjon på under 0,29 vekt-# av den vandige væsken er en mengde geleringsmiddel som ikke er tilstrekkelig til å tillate effektiv tverrbjinding av gelen i formasjonen. Man har nå gjort den oppdagelse at innføringen av en retardert tverrbindingssammensetning omfattende en blanding av en tverrbindingsforbindelse og en polyhydroksylholdig forbindelse, i basisgelen vill gi en regulerbar forsinkelse av hastigheten for tverrbindingsreaksjonen.
Denne retarderte vandige gel kan lett innføres gjennom en ledning inn i en underjordisk formasjon som ønskes frakturert, som et resultat av dens relativt lave innledende viskositet. Den signifikante økning i viskositeten til gelen gjennom tverrbinding ettersom den når den nedre del av ledningen eller ved inngang i formasjonen, letter frakturer ingsprosessen gjennom en ijeduksjon i den hydrauliske kraft som er nødvendig for å bevirke frakturen.
Den retarderte tverrbindingssammensetning kan også inneholde en vandig væske eller en alkanol som har fra 1 til 6 karbonatomer. Tilstedeværelsen av regulerte mengder av den vandige væsken eller alkanolen i deJ retarderte tverrbindingssammensetning er funnet ytterligere å forsinke hastigheten til tverrbindingsreaksj onen.
Den retarderte tverrbindingssammensetning benytter tverr-bindingsforbindelser som utviser tilstedeværelse av zirkonium i +4-oksydasjonstilstanden jog betegnes som zirkoniumsalter eller -gelater. Et eksempel på en zirkonium (IV)-holdig tverrbindingsforbindelse som er nyttig i foreliggende oppfinnelse, er zirkonium (IV) acetylacetonatchelat. Et annet eksempel på et zirkoniumsalt eller -chelat som er nyttig heri, er zirkoniumkarbonatL Et ytterligere eksempel er zirkoniumlaktat og zirkoniumdiisopropylaminlaktat. Tverrbindingsmekanismen er ikke fullt ut forstått. Det antas imidlertid at zirkonium ikke gjennomgår noen type av valensforandring under tverrbindingsreaksjonen.
Mengden av tverrbindende forbindelse som er nyttig når det gjelder å tverrbinde geleringsmidlet er den som gir en zirkoniumion-konsentrasjon i området fra 0,0005 % til over 0,01 % beregnet på vekten av den vandige geldannede væske. Den foretrukne konsentrasjon er i området 0,001 # - 0,01 1a beregnet på vekten av den vandige geldannede væske.
Hastigheten på den uretarderte tverrbindingsreaksjon er ekstremt hurtig. Ved betingelser for omgivelsestemperatur kan zirkoniumchelatene omfattende tverrbindingsforbindelsen tverrbinde polysakkaridene, omfattende geleringsmidlet, i løpet av så kort som 10-15 sek. Når det vandige fluidet i basisgelen holdes ved en forhøyet temperatur, slik som når det anvendes forvarmede oppløsninger med en temperatur over 37,8°C, foregår den uretarderte tverrbindingsreaksjonen nesten øyeblikkelig ved innføring av tverrbindingsforbindelsen i basisgelen. Slike hurtige reaksjonshastigheter tillater ikke at den geldannede væske kan pumpes inn i den underjordiske formasjonen før en betydelig økning av fluidets viskositet oppstår.
Man har nå gjort den overraskende oppdagelse at blanding av den tverrbindende forbindelsen med minst en poly-hydroksyd-holdig forbindelse i bestemte mengder, gir en sammensetning som kan anvendes for å forsinke hastigheten på tverrbindingsreaksjonen i en tidsperiode som er tilstrekkelig til å tillate pumping av den vandige gel gjennom ledningen til den underjordiske formasjon. Tverrbindingsforbindelsen og den polyhydroksylholdige forbindelsen kan også blandes med en vandig væske eller en valgt alkanol. Denne tid kan typisk være fra noen minutter til timer i ekstremt dype formasjoner.
Den polyhydroksylholdige forbindelsen som er nyttig i foreliggende oppfinnelse, velges fra de polyhydroksylholdige forbindelser som har 3-7 karbonatomer. Eksempler på forbindelser som her er nyttige, innbefatter glycerol, erytritol, treitol, ribitol, arabinitol, xylitol, allitol, altritol, sorbitol, mannitol, dulcitpl, iditol,<p>erseitol, o.l. Den foretrukne polyhydroksylholdige forbindelsen for bruk i foreliggende oppfinnelse er glycerol. Forbindelsen kan være i fast form eller væskeform når den er sammenblandet med det vandige fluidet og den kompleksdannende forbindelse som anvendes i foreliggende oppfinnelse.
Den polyhydroksylholdige forbindelsen som her er nyttig, blandes med en vandig væske og tverrbindingsforbindelsen i en mengde som er tilstrekkelig til å gi en regulert forsinkelse i tverrbindingshastigheten av basisgelen. Den spesielle mengde av polyhydroksylholdig forbindelse som er nødvendig for å forsinke tverrbindingsreaksjonen, vil avhenge av det spesielle geleringsmiddel, tverrbindingsforbindelsen og den polyhydroksylholdige forbindelsen som benyttes, samt det utstyr som er tilgjengelig ved brønnhode og de rørelementer som vil påvirke pumpehastigheten for den vandige gelen inn i formasjonen.
Det vandige fluidet som benyttes for å formulere den retarderte kompleksdannende gelsammensetning, kan omfatte vesentlig hvilken som helst vandig oppløsning som ikke på skadelig måte reagerer med geleringsmidlet, tverrbindingsforbindelsen eller den polyhydroksylholdige forbindelse. Den vandige væsken omfatter fortrinnsvis vann.
Alkanolen som kan benyttes for å formulere den retarderte kompleksdannende gelsammensetning, kan omfatte alkoholer med 1-6 karbonatomer. Eksempler på alkoholer som antas å være nyttige i sammensetningen, innbefatter metanol, etanol, propanol, isopropanol, butanol, pentanol, heksanol, etylenglykol og etoksylerte derivater derav.
Den retarderte tverrbindingssammensetning fremstilles ved blanding av tverrbindingsforbindelsen og den polyhydroksyl holdige forbindelsen i bestemte mengder. Bestanddelene blandes i et volumetrisk forhold for tverrbindingsforbindelse til polyhydroksylholdig forbindelse i området 0,01:1-100:1. Det volumetriske forhold er fortrinnsvis i området 0,01:1-10:1, og helst er det volumetriske forhold i området 0,5:1-5:1.
Når en vandig væske eller alkanol er til stede, blir bestanddelene blandet i et volumetrisk forhold for tverrbindingsmiddel til polyhydroksylholdig forbindelse til vandig væske eller alkanol i området 1:10:10-1:0,1:0,1. Det volumetriske forhold er fortrinnsvis i området 1:0,5:0,5-1:2:2.
Bestanddelene i den retarderte tverbindingssammensetningen kan blandes i hvilken som helst rekkefølge i et hvilket som helst konvensjonelt blandeapparat, slik som f.eks. en satsblander. Når en vannholdig oppløsning av tverrsbindings-forbindelsen anvendes, inkluderes den vandige del ved bestemmelse av det totale vandige fluidinnhold i den retarderte tverrbindingssammensetningen. Den retarderte tverrbindingssammensetningen kan blandes med den vandige gelen i en mengde fra 0,08 til 0,042 liter pr. kg geleringsmiddel .
Det er overraskende funnet at de høytemperatur-reologiske egenskapene til den vandige gelen dannet med den retarderte tverrbindingssammensetningen forbedres når den retarderte tverrbindingssammensetningen er "aldret" før bruk. Den benyttede betegnelse "aldret" skal bety at blandingen omfattende den retarderte tverrbindingssammensetningen holdes i en passende beholder etter formulering i en tidsperiode fra noen minutter til over flere uker før bruk. Den retarderte tverrbindingssammensetningen aldres fortrinnsvis fra 8 timer til 25 uker. Det er funnet at når den retarderte tverrbindingsammensetning er aldret ved en generelt konstant temperatur, vil tverrbindingsreaksjonshastigheten ved lav temperatur avta mens høytemperaturviskositeten til en vandig geldannet væske tverrbundet med den retarderte tverrbindingssammensetning vil øke. Når den retarderte tverrbindingssammensetning er aldret ved en temperatur over omgivelsestemperatur, slik som f.eks. en forhøyet temperatur i området 38-82°C, vil nedgangshastigheten for tverrbindingsreaksjons-hastigheten og økningshastigheten for høytemperaturviskosi-teten til den vandige geldannede væsken bli forøket. Dette tillater fremstilling av retarderte tverrbindingssammen-setninger som har på forhånd valgte egenskaper ved regulering av tiden og temperaturen for aldringen.
Konvensjonelle proppemidler kan benyttes med foreliggende frakturerende væskesammensetninger, og eksempler er kvarts-sandkorn, herdede glasskuler, avrundede valnøttskallfragmen-ter, aluminiumpellets, sintrert boksitt, nylonpellets og lignende materialer. Proppemidler benyttes vanligvis i konsentrasjoner i området 0,12-1,20 kg pr. 10 liter av den vandige væsken; høyere ejller lavere konsentrasjoner kan imidlertid benyttes etter behov. Partikkelstørrelsen til det benyttede proppemiddel er en funksjon av beskaffenheten til den formasjon som skal fraktureres, det trykk som er nødvendig for å frembringe frakturen, og tilgjengelig strøm-ningshastigheter for pumpevæske, samt andre kjente faktorer, Partikkelstørrelser i omradet 200-2 mesh US siktserie kan imidlertid benyttes ved frakturering av formasjoner med gelsammensetningene ifølge oppfinnelsen.
Foreliggende vandige gel kan fremstilles for bruk ved blanding av en bestemt mengde av desolvatiserbare polysakkarid-geleringsmiddel med en mengde av vandig fluid for dannelse av en solvatert gel. Et hvilket som helst konvensjonelt satsblandeapparat kan benyttes for dette formål. Etter at geleringsmidlet og det vandige fluid er blandet i en tid som er tilstrekkelig til å oppløse geleringsmidlet og danne basisgelen, blandes en mengde av den retarderte tverrbindingssammensetning med gelen. Blandingen pumpes deretter inn i brønnhullet og inn i formasjonen etter hvert som den retarderte tverrbindingsreaksjon finner sted. Proppemiddel blir vanligvis tilsatt til basisgelen før tilsetning av den retarderte tverrbindingssammensetning når gelen innføres i brønnhullet.
Foreliggende vandige gel kan fremstillers over et bredt pH-område og være nyttig for frakturering av underjordiske formasjoner. Den hastighet med hvilken tverrbindingsreaksjonen forløper ved normale temperaturer (fra 16 til 49°C) er en funksjon av basisgelens pH-verdi. For å sikre at tverrbindingsreaksjonen finner sted i det ønskede tidsrom, kan pH-verdien til det vandige fluidet eller til basisgelen innstilles til et ønsket nivå innen området pH 5,0-11,0 og fortrinnsvis til et nivå i området 9-10,5, ved tilsetning av et pE-regulerende kjemisk stoff. Siden vann fra de fleste kilder er vesentlig nøytralt, kan det kjemiske stoff eller stoffene som benyttes for dette formål, være syrer, syre-buffere, blandinger derav eller blandinger av syrer og baser. Eksempler på egnede syrer er saltsyre, maursyre, eddiksyre, fumarsyre og oftalsyre. Eksempler på egnede buffere er kaliumbiftalat, natriumhydrogenfumarat, natriumbikarbonat og natriumkarbonat. Eksempler på blandinger av syrer og baser er fumarsyre og natriumfumarat, adipinsyre og natriumbikarbonat, og fumarsyre og natriumkarbonat.
En i øyeblikket foretrukken fremgangsmåte for frakturering av en underjordisk formasjon som er gjennomboret av et brønn-hull, innbefatter innsprøyting ned i brønnhullet og inn i formasjonen ved et trykk som er tilstrekkelig til å frakturer e formasjonen, av en væske omfattende en vandig gel som er fremstilt ved tilsetning av 3,60-8,39 kg geleringsmiddel omfattende hydroksypropylguar til hver 1000 liter vandig væske inneholdende 0-40 volum-# metanol. Om ønsket, kan pH-verdien til det vandige fluidet justeres ved tilsetning av en tilstrekkelig mengde av et buffermiddel slik som fumarsyre, maursyre, natriumkarbonat eller natriumbikarbonat. Basisgelen innføres i brønnhullet, og når den er innført, blir et sandproppemiddel innført i en mengde på 0,12-1,20 kg/liter og deretter blir den retarderte tverrbindingssammensetning innført. Den retarderte tverrbindingssammensetningen innbefatter zirkonium (IV) laktat, glycerol og metanol i et volumetrisk forhold på 1:1:1 og innføres i en mengde på 0,83-2,07 liter pr. hver 10 kilo geleringsmiddel pr. hver 3.785 liter vandig fluid.
Etter at den vandige gel er pumpet inn i den underjordiske formasjon og en fraktur er dannet, er det ønskelig å omdanne gelen til en væske med lav viskositet slik at den kan gjenvinnes fra formasjonen gjennom brønnhullet. Denne omdannelse betegnes ofte som "bryting" av gelen. Det er forskjellige metoder tilgjengelige for bryting av den vandige gel ifølge oppfinnelsen. Gelene ifølge oppfinnelsen brytes etter forløp av tid og/eller| lengre eksponering overfor høye temperaturer. Det er imidlertid ønskelig å kunne forutsi brytningstiden innen relatilvt snevre grenser. Derfor kan brytningsmidler eventuelt innbefattes i den kryssbundede gel. Milde oksydasjonsmidler er nyttige som brytningsmidler når en gel anvendes i en formasjojn med relativt høy temperatur, skjønt formasjonstemperaturer på 93°C eller over dette vanligvis vil bryte gelen relativt hurtig uten hjelp av et oksydasjonsmiddel. Et passende oksydasjonsmiddel er ammonium-persulfat. For tverrbundede geler benyttet ved temperaturer under 60°C anvendes enzymer vanligvis som brytningsmidler. Egnede enzymer for slik anvendelse er alfa- og beta-amyla-ser, amyloglykosidase, oligoglukosidase, invertase, maltase, cellulase og hemicellulase.
For ytterligere å illustrere foreliggende oppfinnelse angis nedenstående eksempler.
EKSEMPEL I
En basisgel fremstilles ved blanding av 6 kg hydroksypropylguar pr. 1000 liter av 2 ^ kaliumkloridoppløsning med 1,8 kg natriumkarbonat pr. 1000 liter oppløsning. Basisgelens pH-verdi justeres til et pH-nivå på ca. 10. Flere forsøk blir deretter foretatt hvori aliquoter av basisgelen blandes med mengder av de retarderte tverrbindingssammensetningene som angitt nedenfor, i en Waring-blandebeholder. Den retarderte tverrbindingssammensetning ble fremstilt i forskjellige mengdeforhold og aldret i forskjellige tidsrom ved 26,7°C. Tverrbindingsforbindelsen omfattet en oppløsning bestående av zirkonium9 (IV) acetylacetonat, en polyhydroksylholdig forbindelse og en alkanol eller vann. Den polyhydroksylholdige forbindelsen omfattet glycerol eller sorbitol, og alkanolen omfattet metanol, isopropanol eller n-butanol. Den retarderte tverrbindingssammensetning blandes med basisdelen i Waring-blandebeholderen i et forhold på 0,2-0,4 liter retardert tverrbindingsammensetning pr. 1000 liter opp-løsning i den vandige gelen. Basisgelen omrøres ved omtrent 2.700 omdr./min. i Waring-blande-beholderen for å blande den retarderte tverrbindingssammensetning med basisgelen. Tiden som skulle til for at virvelen skulle lukke seg og væskeover-flaten bli statisk, ble registrert som tverrbindingstiden. De aktuelle data er angitt i den etterfølgende tabell I.
En basisgel fremstilles ved blanding av 6 kg hydroksypropylguar pr. 1000 liter vandig væske med 1,80 kg natriumkarbonat, 1,20 kg natriumbikarbonat og 2,40 kg vannfri natriumtiosulfat pr. 1000 liter oppløsning. Den vandige væsken omfatter en 2 # kaliumkloridoppløsning inneholdende 5 volum-# metanol. Åliquoter av basisgelen blandes med varierende mengder av den retarderte tverrbindingssammensetning, og blandingen sirkuleres gjennom en Jabsco-pumpe i 4 minutter. Tverr-bindingsf orbindelsen omfatter en oppløsning bestående av zirkonium (IV) acetylacetonat, glycerol og metanol. Det volumetriske forhold for tverrbindingsforbindelse omfattende 14,38 vekt-# Zr<+4>i n-butanol til polyhydroksylholdig forbindelse til alkohol er omtrent 8:1:1. Viskositeten til væsken måles ved den temperatur som er bestemt for et modell 35 Fann viskometer med en nr. 1 fjær og standard pendel. Resultatene fra isse forsøk er angitt i etterfølgende tabell 2.
Disse forsøk illustrerer tydelig den regulerte forsinkelse som kan foretas ved bruk av den retarderte tverrbindingssammensetning .
EKSEMPEL III
En basisgel fremstilles ved blanding av 8,38 kg hydroksypropylguar pr. 1000 liter vandig væske med 1,80 kg natriumkarbonat, 1,20 kg natriumbikarbonat og 2,40 kg vannfritt natriumtiosulfat pr. 1000 liter oppløsning. Den vandige væsken omfatter en 2 # kaliumkloridoppløsning inneholdende 5 volum-# metanol. Aliquoter av basisgelen blandes med varierende mengder av den retarderte tverrbindingssammensetning, og blandingen sirkuleres gjennom en Jabsco-pumpe i 109 minutter. Tverrbindingsforbindelsen omfatter en opp-løsning bestående av zirkonium (IV)-acetylacetonat, glycerol og metanol. Det volumetriske forhold for tverrbindingsforbindelse omfattende 14,38 vekt-# Zr<+4>i n-butanol til polyhydroksylholdig forbindelse til alkohol er omtrent 8:1:1. Viskositeten til væsken måles ved en temperatur på ca. 176,7°C i et modell 50 Fann-viskometer med en nr. 1 fjær og standard pendel. Resultatene fra disse forsøk er angitt i etterfølgende tabell III. Disse resultater illustrerer klart effektiviteten til de retarderte tverrbindingssammensetningene og den regulerte forsinkelse som kan oppnås ved bruk av foreliggende gel.

Claims (10)

1. Vandig gel omfattende et vandig fluid; et geleringsmiddel omfattende et solvaterbart polysakkarid med en molekylvekt på over ca 100.000 valgt fra gruppen bestående av glukomannaner, galaktomannaner og derivater derav, hvor nevnte geleringsmiddel er tilstede i det vandige fluidet i en konsentrasjon i området 0,2-1,25 vekt-#,karakterisert vedat gelen ytterligere omfatter en retardert tverrbindingssammensetning omfattende et zirkonium (IV)-salt eller chelat, og en polyhydroksylholdig forbindelse som er forskjellig fra nevnte polysakkarid, hvor den retarderte tverrbindingssammensetningen har blitt aldret i en periode på fra noen minutter til flere uker før kontakt med nevnte geleringsmiddel.
2. Gel ifølge krav 1,karakterisert vedat det vandige fluidet omfatter en blanding av vann og en alkohol (forskjellig fra polysakkaridet og den polyhydroksylholdige forbindelsen), hvor blandingen inneholder opptil 80 volum-# av alkoholen.
3. Gel ifølge krav 2,karakterisert vedat alkoholen er en alkanol med 1-5 karbonatomer.
4. Gel ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisertved at geleringsmidlet er guargummi, johannesbrødgummi, karayagummi, natriumkarboksymetylguar, hydroksyetylguar, natriumkarboksymetylhydroksyetylguar, hydroksypropylguar eller natriumkarboksymetylhydroksypropylguar.
5. Gel ifølge hvilket som helst av kravene 1-4,karakterisert vedat tverrbindingssammensetningen omfatter minst ett av zirkonium (IV)-acetylacetonat, zirkoniumlaktat, zirkoniumkarbonat og zirkoniumdiisopropylaminlaktat.
6. Gel ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat den polyhydroksylholdige forbindelsen omfatter 3-7 karbonatomer.
7. Gel ifølge hvilket som helst av kravene 1-5,karakterisert vedat tverrbindingssammensetningen omfatter minst en av glycerol, erytritol, treitol, ribitol, arabinitol, xylitol, allitol, altriol, sorbitol, mannitol, dulcitol, iditol og perseitol.
8. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som er gjennomboret av et brønnhull omfattende fremstilling av en basisgel ved blanding av et vandig fluid med et geleringsmiddel omfattende et solvaterbart polysakkarid som har en molekylvekt på over ca. 100.000; og valgt fra glukomannaner, galaktomannaner og derivater derav, hvor geleringsmidlet er til stede i det vandige fluidet i en konsentrasjon i området 0,2-1,25 vekt-#,karakterisert vedat man med nevnte basisgel blander en aldret, retardert tverrbindingssammensetning omfattende (i) en tverrbindingsforbindelse omfattende et zirkonium-chelat eller -salt som har zirkonium i +4 -oksydasjonstilstanden, (ii) en polyhydroksylholdig forbindelse (som er forskjellig fra nevnte polysakkarid), og (iii) en vandig væske eller en alkanol som har 1-6 karbonatomer, hvor de volumetriske forhold for (i ): (ii ):(iii ) henholdsvis er i området fra 1:0,1:0,1 til 1:10:10 , volumet av (i) er uttrykt som det volum av en 14,38 vekt-# oppløsning av Zr<+4>som gir den samme molare mengde av Zr<+4>, og hvor den retarderte tverrbindingssammensetningen er i stand til å forsinke reaksjonshastigheten for tverrbindingsforbindelsen med geleringsmidlet i basisgelen og har blitt aldret i en periode fra noen minutter til flere uker før blandingen med basisgelen; innfører basisgelen som inneholder den retarderte tverrbindingssammensetningen i brønnhullet; lar basisgelen og tverrbindingsforbindelsen reagere etter en regulerbar tidsperiode for dannelse av en tverrbundet vandig gel, idet i det minste en del av forsinkelsen i hastighet for nevnte reaksjon resulterer fra tilstedeværelsen av den polyhydroksylholdige forbindelsen og vandig væske eller alkohol i nevnte retarderte tverrbindingsmiddel; og innfcr-er den tverrbundede vandige gelen i formasjonen fra brønnhullet ved en strømningshastighet og et trykk som er tilstrekkelig til å behandle formasjonen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisertved at det anvendes i det minste en tverrbindingsforbindelse valgt fra zirkonium (IV)acetylacetonat, zirkoniumlaktat, zirkoniumkarbonat og zirkoniumdiisopropylaminlaktat.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 8 eller 9,karakterisert vedat det anvendes minst en polyhydroksylholdig forbindelse valgt fra glyserol, erytritol, treitol, arabinitol, zylitol, allitol, altriol, sorbitol, mannitol, dulcitol, iditol og perseitol.
NO842340A 1983-06-13 1984-06-12 Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner NO173522C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/504,033 US4477360A (en) 1983-06-13 1983-06-13 Method and compositions for fracturing subterranean formations

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO842340L NO842340L (no) 1984-12-14
NO173522B true NO173522B (no) 1993-09-13
NO173522C NO173522C (no) 1993-12-22

Family

ID=24004591

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO842340A NO173522C (no) 1983-06-13 1984-06-12 Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4477360A (no)
EP (1) EP0132044B1 (no)
AU (1) AU566117B2 (no)
CA (1) CA1218228A (no)
DE (1) DE3469179D1 (no)
DK (1) DK288684A (no)
MX (1) MX172617B (no)
NO (1) NO173522C (no)

Families Citing this family (91)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4683068A (en) * 1981-10-29 1987-07-28 Dowell Schlumberger Incorporated Fracturing of subterranean formations
US4566979A (en) * 1983-11-07 1986-01-28 Charles J. Githens Stable mixture of crosslinkable components promptly activatable as acting treating agents
US4702848A (en) * 1984-03-26 1987-10-27 Dowell Schlumberger Incorporated Control of crosslinking reaction rate using organozirconate chelate crosslinking agent and aldehyde retarding agent
US4579670A (en) * 1984-03-26 1986-04-01 Big Three Industries, Inc. Control of crosslinking reaction rate of aqueous fracturing fluids
US4606772A (en) * 1984-05-04 1986-08-19 Halliburton Company Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation
US4563291A (en) * 1984-07-20 1986-01-07 Halliburton Company Method of preparation of substituted amino-alkyl sulfonic acid compounds and use in the treatment of subterranean formations
US4686052A (en) * 1985-07-08 1987-08-11 Dowell Schlumberger Incorporated Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor
US4635727A (en) * 1985-08-12 1987-01-13 Hughes Tool Company Method of fracturing a subterranean formation
US4649999A (en) * 1985-09-24 1987-03-17 Halliburton Company Method for treating subterranean formations with temporarily thickening solutions
US4676930A (en) * 1985-09-25 1987-06-30 Mobile Oil Corporation Zirconium crosslinked gel compositions, methods of preparation and application in enhanced oil recovery
US4657080A (en) * 1986-02-19 1987-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Method of fracturing a subterranean formation using delayed crosslinker compositions containing organic titanium complexes
US4657081A (en) * 1986-02-19 1987-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition
US4797216A (en) * 1986-02-19 1989-01-10 Dowell Schlumberger Incorporated Delayed crosslinker composition
US4749041A (en) * 1986-02-19 1988-06-07 Dowell Schlumberger Incorporated Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition
US4861500A (en) * 1986-02-19 1989-08-29 Dowell Schlumberger Incorporated Delayed crosslinker composition containing organic titanium complexes and hydroxycarboxylic acids
US4749040A (en) * 1986-02-19 1988-06-07 Dowell Schlumberger Incorporated Method of fracturing a subterranean formation using delayed crosslinker compositions containing organic titanium complexes
FR2596407B1 (fr) * 1986-03-28 1988-06-17 Rhone Poulenc Chimie Compositions aqueuses stabilisees de polymeres hydrosolubles
US4960527A (en) * 1987-07-30 1990-10-02 Rhone-Poulenc, Inc. Delayed crosslinking of guar gelling agents with ceric salts
US4801389A (en) * 1987-08-03 1989-01-31 Dowell Schlumberger Incorporated High temperature guar-based fracturing fluid
US4959163A (en) * 1988-11-03 1990-09-25 Halliburton Company Polyampholytes-high temperature polymers and method of use
US5002125A (en) * 1989-08-02 1991-03-26 The Western Company Of North America Fracturing process using a viscosity stabilized energizing phase
US5069283A (en) * 1989-08-02 1991-12-03 The Western Company Of North America Fracturing process using carbon dioxide and nitrogen
US4964467A (en) * 1989-10-06 1990-10-23 Halliburton Company Non-aqueous viscosified carbon dioxide and method of use
WO1992014907A1 (en) * 1991-02-22 1992-09-03 The Western Company Of North America Slurried polymer foam system and method for the use thereof
US5182408A (en) * 1991-04-25 1993-01-26 Zirconium Technology Corporation Process for preparation of stable aqueous solutions of zirconium chelates
US5165479A (en) * 1991-07-22 1992-11-24 Halliburton Services Method for stimulating subterranean formations
CA2073806C (en) * 1991-07-24 2003-09-23 S. Bruce Mcconnell Delayed borate crosslinking fracturing fluid
US5184680A (en) * 1991-09-27 1993-02-09 Halliburton Company High temperature well cement compositions and methods
US5211859A (en) * 1991-11-26 1993-05-18 The Western Company Of North America Low pH fracturing compositions
ATE123051T1 (de) * 1992-04-10 1995-06-15 Eniricerche Spa Hochtemperatur-bohrschlämme.
US5305832A (en) * 1992-12-21 1994-04-26 The Western Company Of North America Method for fracturing high temperature subterranean formations
US5478802A (en) * 1992-12-29 1995-12-26 Phillips Petroleum Company Gelling compositions useful for oil field applications
US5591699A (en) * 1993-02-24 1997-01-07 E. I. Du Pont De Nemours And Company Particle transport fluids thickened with acetylate free xanthan heteropolysaccharide biopolymer plus guar gum
US5466846A (en) * 1994-11-16 1995-11-14 Benchmark Research And Technology, Inc. Process for preparation of stable aqueous solutions of zirconium chelates
US5614475A (en) * 1995-04-25 1997-03-25 Rhone-Poulenc Inc. Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids
WO1998054272A1 (en) * 1997-05-27 1998-12-03 Bj Services Company Improved polymer expansion for oil and gas recovery
GB2368083B (en) * 1997-05-27 2002-06-05 Bj Services Co Formation fracturing using a hydratable polymer
US6649572B2 (en) * 1997-05-27 2003-11-18 B J Services Company Polymer expansion for oil and gas recovery
AU3482499A (en) * 1998-04-14 1999-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for delaying the crosslinking of crosslinkable polysaccharide-based lost circulation materials
US20050137094A1 (en) * 2001-06-11 2005-06-23 Halliburton Energy Sevices, Inc. Subterranean formation treatment fluids and methods of using such fluids
CA2451334C (en) * 2001-06-22 2008-09-09 Jeffrey C. Dawson Fracturing fluids and methods of making and using same
US6617285B2 (en) * 2001-07-03 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid
US6810959B1 (en) 2002-03-22 2004-11-02 Bj Services Company, U.S.A. Low residue well treatment fluids and methods of use
US20030220202A1 (en) * 2002-04-19 2003-11-27 Foxenberg William E. Hydrate-inhibiting well fluids
WO2006106298A1 (en) * 2005-04-07 2006-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7264054B2 (en) * 2005-04-07 2007-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7297665B2 (en) * 2005-04-07 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US20080107788A1 (en) * 2005-05-26 2008-05-08 Silver Barnard S Inulin powders, compositions thereof, and methods for making the same
US20090104331A1 (en) * 2005-05-26 2009-04-23 Silver Barnard S Inulin powders and compositions thereof
US7795187B2 (en) * 2006-02-14 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising zirconium triethanolamine complex
US20070187102A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising delay agent
US7730952B2 (en) * 2006-02-14 2010-06-08 E.I. Dupont De Nemours And Company Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising zirconium triethanolamine complex
US20070187642A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Zirconium cross-linking composition and methods of use
US20070187098A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent
US7931087B2 (en) * 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
US7732383B2 (en) * 2006-12-21 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process for stabilized zirconium triethanolamine complex and uses in oil field applications
US8242060B2 (en) * 2006-12-21 2012-08-14 Dorf Ketal Specialty Catalysts, LLC Stable solutions of zirconium hydroxyalkylethylene diamine complex and use in oil field applications
US7795188B2 (en) 2007-03-30 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Zirconium-base cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications
US8236739B2 (en) * 2007-03-30 2012-08-07 Dork Ketal Speciality Catalysts, LLC Zirconium-based cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications
US8697610B2 (en) * 2007-05-11 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with complexed metal crosslinkers
US20080287323A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 Leiming Li Treatment and Reuse of Oilfield Produced Water
US8044001B2 (en) 2007-11-20 2011-10-25 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Solid zirconium-based cross-linking agent and use in oil field applications
US8044002B2 (en) 2007-11-21 2011-10-25 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Solid zirconium-based cross-linking agent and use in oil field applications
US8153564B2 (en) * 2008-03-07 2012-04-10 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Zirconium-based cross-linking composition for use with high pH polymer solutions
US8853135B2 (en) * 2008-05-07 2014-10-07 Schlumberger Technology Corporation Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers
US8030254B2 (en) * 2008-10-15 2011-10-04 Schlumberger Technology Corporation System, method, and apparatus for utilizing divalent brines in viscosified well treatment fluids
US8636066B2 (en) 2010-03-12 2014-01-28 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing productivity of a formation with unhydrated borated galactomannan gum
US9663707B2 (en) * 2013-10-23 2017-05-30 Baker Hughes Incorporated Stimulation method using biodegradable zirconium crosslinker
WO2015095046A1 (en) 2013-12-16 2015-06-25 E. I. Du Pont De Nemours And Company Use of poly alpha-1,3-glucan ethers as viscosity modifiers
CA2932501C (en) 2013-12-18 2022-04-26 E. I. Du Pont De Nemours And Company Cationic poly alpha-1,3-glucan ethers
CN106133111A (zh) 2014-01-27 2016-11-16 贝克休斯公司 使用硼酸化的半乳甘露聚糖胶重复压裂的方法
CN105992796A (zh) 2014-02-14 2016-10-05 纳幕尔杜邦公司 用于粘度调节的聚-α-1,3-1,6-葡聚糖
CA2933971C (en) * 2014-02-27 2018-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic fracturing method
CN106132997A (zh) 2014-03-11 2016-11-16 纳幕尔杜邦公司 作为洗涤剂助洗剂的氧化的聚α‑1，3‑葡聚糖
EP3158043B1 (en) 2014-06-19 2021-03-10 Nutrition & Biosciences USA 4, Inc. Compositions containing one or more poly alpha-1,3-glucan ether compounds
US9714403B2 (en) 2014-06-19 2017-07-25 E I Du Pont De Nemours And Company Compositions containing one or more poly alpha-1,3-glucan ether compounds
US20170037303A1 (en) 2015-08-03 2017-02-09 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
EP3374400B1 (en) 2015-11-13 2022-04-13 Nutrition & Biosciences USA 4, Inc. Glucan fiber compositions for use in laundry care and fabric care
WO2017083229A1 (en) 2015-11-13 2017-05-18 E. I. Du Pont De Nemours And Company Glucan fiber compositions for use in laundry care and fabric care
EP3374488B1 (en) 2015-11-13 2020-10-14 DuPont Industrial Biosciences USA, LLC Glucan fiber compositions for use in laundry care and fabric care
WO2018013816A1 (en) 2016-07-15 2018-01-18 Ecolab USA, Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
JP7377714B2 (ja) 2017-02-16 2023-11-10 ニュートリション・アンド・バイオサイエンシーズ・ユーエスエー・フォー，インコーポレイテッド 架橋デキストランおよび架橋デキストラン－ポリα－１，３－グルカングラフトコポリマー
JP2020533498A (ja) 2017-09-13 2020-11-19 デュポン・インダストリアル・バイオサイエンシーズ・ユーエスエイ・エルエルシー 多糖を含む不織ウェブ
CA3154054A1 (en) 2019-10-23 2021-04-29 Ahmed ZAKARIA Energized well treating fluids and methods of using same
CA3159763A1 (en) 2019-11-06 2021-05-14 Nutrition & Biosciences USA 4, Inc. Highly crystalline alpha-1,3-glucan
BR112022024705A2 (pt) 2020-06-04 2023-02-28 Nutrition & Biosciences Usa 4 Inc Composição, método para produzir um composto de éter ou éster de copolímero de enxerto, método de floculação e método de absorção
EP4334364A1 (en) 2021-05-04 2024-03-13 Nutrition & Biosciences USA 4, Inc. Compositions comprising oxidized insoluble alpha-glucan
CN117242102A (zh) 2021-05-04 2023-12-15 营养与生物科学美国4公司 包含不溶性α-葡聚糖的组合物
CN117616054A (zh) 2021-07-13 2024-02-27 营养与生物科学美国4公司 阳离子葡聚糖酯衍生物
WO2023183284A1 (en) 2022-03-21 2023-09-28 Nutrition & Biosciences USA 4, Inc. Compositions comprising insoluble alpha-glucan
WO2024015769A1 (en) 2022-07-11 2024-01-18 Nutrition & Biosciences USA 4, Inc. Amphiphilic glucan ester derivatives

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3301723A (en) * 1964-02-06 1967-01-31 Du Pont Gelled compositions containing galactomannan gums
US4021355A (en) * 1970-12-14 1977-05-03 Halliburton Company Compositions for fracturing well formations
US4110230A (en) * 1974-02-12 1978-08-29 Phillips Petroleum Company Aqueous gelable compositions having extended gelation time and methods of preparing same
US3888312A (en) * 1974-04-29 1975-06-10 Halliburton Co Method and compositions for fracturing well formations
US4313834A (en) * 1978-10-02 1982-02-02 Halliburton Company High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
US4324668A (en) * 1978-10-02 1982-04-13 Halliburton Company High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
US4336145A (en) * 1979-07-12 1982-06-22 Halliburton Company Liquid gel concentrates and methods of using the same
AR247709A1 (es) * 1981-10-29 1995-03-31 Dow Chemical Co Producto reticulante para polisacaridos solvatables y composiciones reticulables que incluyen a dicho producto
NO824042L (no) * 1982-04-22 1983-10-24 Key Fries Inc Bisalkyl-bis(trialkanolamin)zirkonater.
NO824020L (no) * 1982-04-22 1983-10-24 Key Fries Inc Zirkonatfortykningsmidler.
AU576475B2 (en) * 1982-09-27 1988-09-01 Halliburton Company Method and composition for fracturing subterranean formations

Also Published As

Publication number Publication date
EP0132044A1 (en) 1985-01-23
NO842340L (no) 1984-12-14
DK288684A (da) 1984-12-14
EP0132044B1 (en) 1988-02-03
AU2852084A (en) 1984-12-20
AU566117B2 (en) 1987-10-08
CA1218228A (en) 1987-02-24
NO173522C (no) 1993-12-22
DK288684D0 (da) 1984-06-12
US4477360A (en) 1984-10-16
DE3469179D1 (en) 1988-03-10
MX172617B (es) 1994-01-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO173522B (no) Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner
US4470915A (en) Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4502967A (en) Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4462917A (en) Method and compositions for fracturing subterranean formations
CA1217329A (en) Method and compositions for fracturing subterranean formations
US5759964A (en) High viscosity well treating fluids, additives and methods
US4514309A (en) Cross-linking system for water based well fracturing fluids
US5145590A (en) Method for improving the high temperature gel stability of borated galactomannans
US4635727A (en) Method of fracturing a subterranean formation
US5447199A (en) Controlled degradation of polymer based aqueous gels
US3888312A (en) Method and compositions for fracturing well formations
US4488975A (en) High temperature stable crosslinked gel fracturing fluid
US5950731A (en) Methods and compositions for breaking viscosified fluids
US5669447A (en) Methods for breaking viscosified fluids
US5165479A (en) Method for stimulating subterranean formations
US5226479A (en) Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
US5413178A (en) Method for breaking stabilized viscosified fluids
US5160643A (en) Method for delaying the gellation of borated galactomannans with a delay additive such as glyoxal
US7888295B2 (en) Crosslinked polymer solutions and methods of use
EP0628130A1 (en) Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid
BRPI1101503B1 (pt) Composições e método para quebra de fluidos de fraturamento hidráulico
EA015579B1 (ru) Способы обработки подземных пластов растворами, основанными на гетерополисахаридах
NO162355B (no) Vandig gel og fremgangsmaate for frakturering av underjordiske formasjoner.
US7208529B2 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
US5669446A (en) Methods for breaking viscosified fluids

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired