CN102791823A - 处理具有环形隔离系统的井眼的方法 - Google Patents

处理具有环形隔离系统的井眼的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN102791823A
CN102791823A CN2011800135319A CN201180013531A CN102791823A CN 102791823 A CN102791823 A CN 102791823A CN 2011800135319 A CN2011800135319 A CN 2011800135319A CN 201180013531 A CN201180013531 A CN 201180013531A CN 102791823 A CN102791823 A CN 102791823A
Authority
CN
China
Prior art keywords
well
district
fluid
production area
treat fluid
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
CN2011800135319A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102791823B (zh
Inventor
D·V·S·古普塔
M·G·奥特
R·韦努高普
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Inc
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 Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of CN102791823A publication Critical patent/CN102791823A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102791823B publication Critical patent/CN102791823B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B26/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing only organic binders, e.g. polymer or resin concrete
    • C04B26/02—Macromolecular compounds
    • C04B26/28—Polysaccharides or derivatives thereof
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers

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)
  • Geology (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

含有硼酸化半乳糖甘露聚糖的井处理流体可用来隔离在具有多个生产区的井中的生产区。所述流体可特别用于处理在目标生产区中含有机械区隔离系统的井。所述流体以基本非水合形式泵送到井中。所述井处理流体因此在优先密封或阻断在地层中的生产区方面非常有效，因为可控制所述流体的延迟水合高达数小时。

Description

处理具有环形隔离系统的井眼的方法
发明领域
本发明涉及含有作为暂时性封缝的硼酸化半乳糖甘露聚糖胶的井处理流体在井眼的井段之间进行区隔离以及替代水泥的用途。
发明背景
通常，井穿过的地下地层具有多个不同的目标区或地层。在自井生产流体期间，通常希望仅与目标区或地层建立连通以使得增产处理不会无意中流入非生产区或重要性减低的区。选择性增产（诸如通过水力压裂和酸增产）随着井寿命下降和井生产率降低而变得显著。
按照惯例，选择性增产通过一个或多个穿孔枪进行，其中枪在钢缆或井筒上传送到井中且枪邻近目标区和/或地层定位且随后选择性地点火以在该区和/或地层中穿孔。随后枪经钢缆到达另一区或地层而重定位且随后对该目标区或地层选择性地打穿。重复该程序直至所有目标区和/或地层都被打穿；随后借助于钢缆将穿孔枪收回到地面。当需要压裂时，则在超过将要压裂区和/或地层的压力的压力下将压裂流体泵送到井中。为了防止压裂流体流入具有较大孔隙率和/或较低压力的区，首先在井中在刚好被压裂的区与欲压裂的区之间安置诸如跨式封隔器或岩塞或砂堵的机械装置来隔离被增产的区以免与压裂流体进一步接触。重复该程序直至所有目标地层都被打穿并压裂。
完井作业一旦完成，必须钻碎各岩塞或者将其从井中移除以容许欲生成的流体经井到达地面。在井眼中下入和起出以使多个区中的每一个被打穿并增产的必要性和使用这种岩塞来隔离先前处理过的区和/或地层以免接触其他处理流体两者都是既费时又费钱的。
已经报道了多种方法和组件来实现井眼井段之间的区隔离，它们在完成多个目标区时都不依赖于打穿设备在井中的移入和移出。同时，这类方法和组件使井眼的选定目标生产井段与非生产井段隔离。
近年来，已经报道了使用隔离组件来提供区隔离且其允许在多井段井眼中选择性处理生产性（或先前生产的）井段。例如，美国专利6,386,288号公开了一种机械区隔离系统，其可提供在套管柱的外面（粘固到井眼上）以容许地层的井段完井和增产和/或处理而不依赖于其它。以此方式，可使地下地层的选择的井段增产和/或被处理。这类组件可包括使用定位在打穿胶组件之间的挡瓣阀组件。
进一步参看美国专利7,575,062号，其公开了含有筛网包裹的套筒和布置在衬管中的多个可溶胀封隔器及在衬管内用于变换用于控制来自井眼的流体的开口的工具的隔离组件。
区隔离组件价格昂贵。在通过粘固浆固定就位时，这类组件仅可通过破坏或毁坏该组件而从井眼中除去。需要在井眼中将套管固定就位的供选的方法。
另外，已经探索了将套管紧固到井眼的供选方法。传统上使用粘固浆来将井管和套管粘固到井眼。通常，在该管道或套管内部且背撑着该管道或套管的外部向下泵送浆料穿过在套管外部与井眼之间的环形空间。因此允许水泥浆固着并硬化以将套管固定就位。不希望与区隔离组件一起使用常规粘固浆，因为为了从井中除去，必定会损坏或毁坏该区隔离组件。
发明概述
本文所述的井处理流体在完井期间提供隔离且可在后作业反流之后或期间除去。因此，本文定义的井处理流体能够在后压裂生产中几乎无破坏地离开地层面。
所述井处理流体含有硼酸化半乳糖甘露聚糖胶、交联剂且优选含有破胶剂。在用交联剂固化或硬化之前，所述硼酸化半乳糖甘露聚糖含有硼酸根离子。所述硼酸化半乳糖甘露聚糖可作为未水合在水中的粉末或作为烃浆泵送到穿过地层的井中。
优选的半乳糖甘露聚糖为瓜耳胶及其衍生物，诸如羧甲基醚衍生物和羟烷基醚衍生物。另外，也可优选未衍生的瓜耳胶。
所述井处理流体的水合可通过调节pH和/或交联剂、诸如热延迟的交联剂来控制。因此，所述井处理流体的水合可被延迟，直至该流体到达其井下目的地。因此可有效地放置所述井处理流体以优先密封或阻断在地层中的生产区，这是因为可控制该流体的延迟水合高达数小时。
所述流体在处理具有多个生产区的地层方面特别有用。通常，欲处理的井在目标区中含有区隔离系统。所述处理流体可在竖直井以及非竖直井中使用。在这类情况下，井可被打穿且随后在不使用任何水泥的情况下被压裂。
附图简述
为了更加全面地理解在发明详述中提到的附图，提供各附图的简要描述，其中：
图1说明在含有区隔离系统的水平井中使用井处理流体。
图2说明不同水平的pH对凝胶水合的开始的影响。
图3说明延迟剂对凝胶水合的开始的影响。
图4说明不同水平的pH以及延迟剂对凝胶水合的开始的影响。
图5说明不同水平的pH以及延迟剂对凝胶水合的开始的影响。
图6说明凝胶在低剪切条件下维持高粘度以用于隔离的能力。
图7说明在实施例中使用的试验条件。
优选实施方案的详细说明
在本文所述的井处理流体中使用的硼酸化半乳糖甘露聚糖胶为在交联或固化之前已经并入了硼酸根离子的半乳糖甘露聚糖胶。这类硼酸化半乳糖甘露聚糖胶公开在以引用的方式并入本文中的美国专利3,808,195号中。该硼酸化半乳糖甘露聚糖可通过将半乳糖甘露聚糖引入含有硼酸根离子的材料（即，可对反应贡献硼酸根离子的材料）中来制备。
未水合的硼酸化半乳糖甘露聚糖可作为粉末或作为在水中或在被加到水中的矿物油中的浆料而被泵送。通常，泵送到地层中的硼酸化半乳糖甘露聚糖的量为约100磅/千加仑的水（ppt）-约1000ppt，优选为约250ppt-约750ppt。在使用烃浆时，在浆料中硼酸化半乳糖甘露聚糖的量为约3磅/加仑的烃-5磅/加仑的烃。
用于本发明的优选的半乳糖甘露聚糖为瓜耳胶及其衍生物，包括天然或未衍生的瓜耳胶、酶处理过的瓜耳胶（已经通过用半乳糖苷酶、甘露糖苷酶或其它酶处理天然瓜耳胶得到）及衍生的瓜耳胶。聚半乳糖甘露聚糖的衍生物包括聚半乳糖甘露聚糖的水溶性衍生物，诸如羧基烷基醚，例如羧甲基醚衍生物，羟烷基醚衍生物，诸如羟乙基醚和羟丙基醚，聚半乳糖甘露聚糖的氨基甲酰基乙基醚；阳离子聚半乳糖甘露聚糖和解聚的聚半乳糖甘露聚糖。
另外，合适的衍生的瓜耳胶为通过用化学品处理天然瓜耳胶以引入羧基、羟烷基、硫酸酯基、磷酸酯基等来制备的那些瓜耳胶。优选羟烷基化瓜耳胶（诸如羟丙基瓜耳胶、羟乙基瓜耳胶、羟丁基瓜耳胶）或改性的羟烷基化瓜耳胶，如羧酸化瓜耳胶，诸如羧烷基化瓜耳胶，如羧甲基瓜耳胶，以及羧酸化烷基化羟烷基瓜耳胶，诸如羧甲基羟丙基瓜耳胶（CMHPG），包括具有约1-约3百万的分子量的那些瓜耳胶。这类瓜耳衍生物的羧基含量可表示为取代度（“DS”）且范围为约0.08-约0.18且羟丙基含量可表示为摩尔取代度（MS）（定义为每摩尔脱水葡萄糖中羟烷基的摩尔数）且范围为约0.2-约0.6。
通常，硼酸化半乳糖甘露聚糖通过在含有硼酸根离子的材料的碱性水溶液中浸泡聚半乳糖甘露聚糖、允许聚半乳糖甘露聚糖吸收所有溶液且随后研磨并干燥聚半乳糖甘露聚糖来制备。在该碱性水溶液中水的量大致等于聚半乳糖甘露聚糖的量。该溶液用碱金属或碱土金属氢氧化物碱化。基于聚半乳糖甘露聚糖的重量计算，碱金属或碱土金属氢氧化物在该溶液中的浓度为约0.3重量%-0.5重量%。在聚半乳糖甘露聚糖被吸收之后，将其研磨并在通常介于约150℃至约250℃的温度下干燥到大致为未被处理的聚半乳糖甘露聚糖的原始水分含量，其通常含有约9重量%-12重量%的水。制备硼酸化聚半乳糖甘露聚糖及其衍生物的其他方法陈述在美国专利3,808,195号中。
优选作为含有硼酸根离子的材料的是硼酸根阴离子的碱金属、碱土金属和铵盐。硼酸根阴离子包括四硼酸根、偏硼酸根和过硼酸根阴离子。假设半乳糖甘露聚糖单元的分子量为200，则在生成至少0.1的摩尔取代度的反应混合物中取代基是以0.1摩尔-3摩尔的比率。摩尔取代度为聚半乳糖甘露聚糖胶的每摩尔脱水己糖单元中取代的取代基团的平均数目。硼酸根离子的浓度表示为硼砂Νa2Β4O7·10H2O。
由硼酸根离子和聚半乳糖甘露聚糖胶的反应制备的硼酸化瓜耳胶可分散在水中且在聚半乳糖甘露聚糖已水合且所得溶胶的pH为碱性时显示出有限的交联能力。通常，聚半乳糖甘露聚糖将以与未经处理的聚合物相同的pH水平分散在水中。因为硼酸化聚半乳糖甘露聚糖的水合速率在接近中性或酸性pH条件下最大，所以硼酸化聚半乳糖甘露聚糖在较高pH值下不会水合。因为井处理流体至多只是大部分水合地泵送到地层中，所以其具有低粘度，这使得摩擦力最小化且允许诸如在低泵送速率下或用盘管放置井处理流体。
通过经由诸如用pH调节剂调节pH而控制水合且随后使硼酸化聚半乳糖甘露聚糖交联（优选用额外的交联剂），可控制井处理流体的粘度且将其维持在所要的温度下。合适的pH调节剂包括苏打灰、氢氧化钾、氢氧化钠和碱及碱金属碳酸盐和碳酸氢盐，它们可用来维持所要的pH。使井处理流体硬化的典型的所要pH大于8.0，更优选大于9.0。
所述井处理流体因此在优先密封或阻断在地层中的生产区方面非常有效，因为可通过对瓜耳胶或瓜耳胶衍生物使用的硼酸盐的量以及体系的pH来控制流体的延迟水合高达数小时。例如，当不再需要区的被动隔离时，通常通过使用pH或温度控制的破胶剂降低流体的粘度。通过调节pH到高碱条件，硼酸化聚半乳糖甘露聚糖的交联可被进一步延迟到高温，例如高达120℉；且常延迟到高达350℉。
因此，在本发明的流体中使用的交联剂通常为延迟型交联剂（为了使聚半乳糖甘露聚糖延迟水合），尽管也可使用其他交联剂。在许多情况下，在形成具有足以充当密封剂的粘度的凝胶之前可控制水合高达24-36小时。
特别是在高温下，所述交联剂为硼砂。除了硼砂以外，可使用其他释放硼酸根离子的化合物以及包含至少一种过渡金属或碱土金属离子的有机金属或有机络合金属离子以及其混合物。
可使用的释放硼酸根离子的化合物包括例如将在组合物中供应硼酸根离子的任何硼化合物，例如硼酸；碱金属硼酸盐，诸如二硼酸钠、四硼酸钾、四硼酸钠（硼砂）、五硼酸盐等；及碱和锌金属硼酸盐。这类释放硼酸根离子的化合物公开在以引用的方式并入本文的美国专利3,058,909和美国专利号3,974,077中。另外，这类释放硼酸根离子的化合物包括氧化硼（诸如选自H 3BO3和B2O3和聚合硼酸盐化合物。合适的聚合硼酸盐化合物的实例有硼酸的聚合化合物和以商标
Figure BDA00002126523000061
自U.S.Borax of Valencia，Calif.购得的碱金属硼酸盐。可进一步使用任何所提到的释放硼酸根离子的化合物的混合物。这类硼酸盐释放剂通常需要碱性pH（例如8.0-12）来发生交联。
进一步优选的交联剂为如下试剂，诸如有机金属和有机络合金属化合物，其可供应锆IV离子，其诸如乳酸锆、乳酸三乙醇胺锆、碳酸锆、乙酰丙酮化锆和二异丙胺乳酸锆；以及可供应钛IV离子的化合物，诸如乳酸铵钛、三乙醇胺钛和乙酰丙酮化钛。Zr（IV）和Ti（IV）还可直接作为离子或含氧离子加入组合物中。
含有以+4价态的钛或锆的这类有机金属和有机络合金属交联剂包括在以引用的方式并入本文的英国专利2,108,122号中公开的那些交联剂，它们通过使四烷醇锆与烷醇胺在基本无水的条件下反应来制备。其他锆和钛交联剂描述在例如美国专利3,888,312号；美国专利3,301,723号；美国专利4,460,751号；美国专利4,477,360号；欧洲专利92,755号；和美国专利4,780,223号中，所有这些专利都以引用的方式并入本文中。含有以+4氧化价态的钛或锆的这类有机金属和有机络合金属交联剂可含有一种或多种烷醇胺配体，诸如乙醇胺（单乙醇胺、二乙醇胺或三乙醇胺）配体，诸如双(三乙醇胺)双(异丙基)-钛(IV)。另外，所述化合物可作为诸如二氧化锆或二氧化钛的无机氧化物供应。这类交联剂通常也在约6-约13的pH下使用。
还可使用任何合适的交联金属离子、含金属的物质或这类离子和物质的混合物。在一个优选的实施方案中，在本发明的热绝缘组合物中使用的交联剂为能够为该组合物提供锌(II)、钙、镁、铝、Fe(II)和Fe(III)的试剂。这些可直接作为离子或作为诸如可自其中释放离子的氢氧化物和氯化物的多价金属化合物施用到组合物中。
交联离子或物质可如所指出通过溶解到含有适当金属或金属离子本身的溶液化合物中来提供。交联剂的浓度取决于诸如聚合物浓度和在环形区中的温度的因素且通常将为约5ppm-约2000ppm，优选为约100ppm-约900ppm。本发明的一个重要优势在于可使用较高水平的交联金属离子或含金属的物质，由此确保改善的交联。
破胶剂还可在泵送流体到地层中之前被引入含有硼酸化半乳糖甘露聚糖胶的井处理流体中。当作为处理流体的组分泵送到地层中时，处理流体中破胶剂的量取决于所使用的破胶剂的类型和性质，且通常为约1磅/千加仑（PPTG）流体-约100磅/千加仑，如果使用延迟型固体氧化剂，则优选为约5PPTG-约50PPTG。或者，可在将流体泵送到地下地层中之后使破胶剂与井处理流体接触。在这类情况下，引入地层中的破胶剂的量为约50PPTG-约500PPTG的固体氧化剂。诸如胶囊化的破胶剂的其他破胶剂的浓度取决于活性破胶剂的释放速率，使得维持粘度以便在增产处理之前和期间隔离且在之后凝胶被破坏。所述破胶剂促进硼酸化半乳糖甘露聚糖胶在井处理流体中降解，由此被降解的流体可自地下地层移到井表面。另外，所述破胶剂也可在完成增产处理之后在另外的步骤中施用以与井处理流体接触，从而破坏凝胶。
可使用适合赋予硼酸化半乳糖甘露聚糖胶流体减粘特性的任何材料来作为破胶剂。合适材料的实例包括但不限于氧化剂（诸如溴酸钠）、胺、酸、酸式盐、产酸材料、胶囊化的破胶剂等。合适的酸破胶剂包括盐酸、甲酸或氨基磺酸以及酸式盐，诸如硫酸氢钠。合适的氧化剂包括碱土金属和金属过氧化物（如过氧化镁、过氧化钙和过氧化锌）、胶囊化的过硫酸盐、被催化的有机过氧化物以及次氯酸盐（hydrochlorite）漂白剂。
优选的破胶剂为能够将交联凝胶的骨架破坏成单糖和二糖片段的那些酶破胶剂且包括诸如瓜耳胶特异性酶如半乳糖甘露聚糖酶的那些酶破胶剂。
含有硼酸化半乳糖甘露聚糖胶的井处理流体特别适用于处理其中已知存在多个生产区的地层。例如，在诸如页岩的某些地层中，可能需要以6-40级的多级压裂地层。所述井处理流体可充当隔离体系数小时直至数天。所述处理流体可在竖直井以及非竖直井中使用，最值得注意的是在水平井中使用。
所述井处理流体特别适合用作被动化学环形隔离体系以隔离目标增产区。可将所述流体引入具有套管衬层的井中或引入裸井中。
在本文中定义的井处理流体在与机械区隔离系统组合使用时特别适用。在所述方法中，通常需要在不使用任何水泥的情况下使隔离的区被打穿并压裂。
如在图1中所示，穿透地层12且具有地面套管15和中间套管柱20的水平井10装备有管路25和机械区隔离组件30。将井处理流体27引入井眼中且填充在管路25与套管15之间的空间。流体一旦硬化，则在所要位置的套管柱20被打穿且地层12随后经受水力压裂，其中产生裂缝40。在压裂完成之后，流体粘度因破胶剂的相互作用而被破坏。在从井中移除流体之后，可自井中进一步移除中间套管柱20、管路25和机械区隔离组件30。
在另一实施方案中，具有多个生产区的井的生产区可被首先打穿。压裂流体随后可在足以压裂被打穿的生产区的压力下引入被打穿的生产区中。随后可将本文中定义的井处理流体引入被压裂的打穿的生产区中。被打穿的生产区随后可通过使井处理流体硬化来隔离。如果需要，则也可将井的另一生产区打穿且重复该过程。该程序通常通过在使第一区打穿之前将竖直井粘固到环形区来进行。另外，生产区中的一个或多个可含有如先前所述的区隔离组件。
在本发明的另一实施方案中，可将本文所述的井处理流体引入含有多个生产区的井的预先确定的生产区中。随后使在预先确定的生产区中的流体硬化，由此使预先确定的生产区与井的其他区隔离。随后可将该区打穿，该区随后可由于目标区与其他区密封隔开而经受水力压裂。
所述处理流体还可用于也使用诸如封隔器、岩塞或砂堵的机械装置的方法中。这类机械装置可首先安置在介于欲压裂的区与井的邻近区之间的井中。该方法更加实用地用于非竖直井中。区隔离组件单元可存在于一个或多个欲压裂的区、由含有区隔离组件单元的两个封隔器限定的区域中。随后可将本文中定义的井处理流体引入井中。在使井处理流体硬化后，介于第一封隔器与第二封隔器之间的区域密封在井内的其他区。被密封的区域随后可经受压裂。随后可经连续的周期重复该过程以压裂在井内的其他目标区。在限定井处理流体的流体的凝胶被破坏之后，可将任何区隔离系统从井中移除。
随着在增产后提供有效的区隔离，井处理流体进一步使天然裂缝的粘固最少化。当在井眼内使用常规水泥时，水泥在地层的钻探和/或打穿后进入天然裂缝的情况并不罕见。这导致天然裂缝堵塞。作为水泥的替代，在本文中定义的井处理流体可代替水泥使用或者除水泥外使用。
在这类情况下，可将含有硼酸化半乳糖甘露聚糖浆料的流体引入浆料中，或该流体可引入介于井眼壁与布置在井眼内的管道套管柱之间的井的环形区中。在一个优选的实施方案中，所述管道套管柱具有布置在其中的区隔离组件。在这类情况下，在流体硬化之后，随后可将在区隔离组件内的被隔离的生产区打穿。所述区隔离组件可为多井段压裂处理隔离组件，诸如在现有技术中已知的那些隔离组件，包括在美国专利6,386,288号中公开的那种类型的组件。随后可使井经受在足以压裂被隔离的生产区的压力下的水力压裂。在这类情况下，所述井可为非竖直井。
在一个供选的实施方案中，所述井仅含有井筒且不含套管。机械隔离组件与井筒连接。
所述流体提供被动的区隔离，因为硼酸化半乳糖甘露聚糖可通过破坏凝胶而从井中移除。所述流体因此可代替机械封隔器使用。本文所述的被动区隔离方法因此提供如常规水泥般的环形隔离，而不破坏地层。因此，以一种优选操作模式，由交联的凝胶提供的环形隔离系统在后作业反流操作期间离开井，脱离地层平面，而对后压裂生产几乎没有破坏。
以下实施例说明本发明的一些实施方案。考虑到本文陈述的描述，在本文的权利要求书范围内的其他实施方案对于本领域的技术人员将是显而易见的。希望将本说明书以及实施例仅视为例示性的，本发明的范围和精神由上文的权利要求书指示。
除非可指示另外情况，否则在实施例中陈述的所有百分数都是根据重量单位给出。
实施例
以下材料用于下文的实施例中：
聚合物是指硼酸化瓜耳胶，其作为GW-26自BJ Services Company购得。
硼砂用作延迟水合添加剂（其也充当交联剂）。
GBW-25破胶剂为溴酸钠，其自BJ Services Company购得。
粘度使用Chandler高温高压（HPHT）5550粘度计测量。
实施例1.不同水平的pH对凝胶水合的开始的影响使用粘度测量试验。结果显示于图2中。对于各次试验运行，使用在水中的100pp t聚合物产生凝胶。该浆料具有8.84的pH。用氢氧化钠溶液（在水中10重量%）增加pH到9.5、9.75和10.1的值。将浆料装载到粘度计中且以100sec-1的剪切速率测量粘度。粘度计的温度在两小时内从70℉匀变到250℉且随后在250℉下保持恒定另外1小时。图2证明pH以以下方式影响粘度：
a.高于9.75的pH导致凝胶不水合且变得完全粘稠；
b.在9.5的pH下，凝胶粘度在60-65分钟之后开始增加，但该粘度是暂时的；和
c.在8.84的pH下，凝胶粘度在30分钟之后开始增加，非常像其在室温下在自来水中的表现。
图2进一步显示水合的开始时间可由pH控制。
实施例2.使用上述程序，检验在维持9.5的pH的同时加入作为延迟剂的硼砂的影响。结果显示于图3中。对于每次运行，使用在水中的100pp t聚合物和用以调节pH的氢氧化钠溶液产生凝胶。硼砂作为延迟剂以占聚合物重量的1%、2%、3%加入。将浆料装载到粘度计中且以100sec-1的剪切速率测量粘度。粘度计的温度在两小时内从70℉匀变到250℉且随后在250℉下保持恒定另外1小时。结果显示硼砂本身（没有任何pH调节）对延迟水合的作用极小，然而，当伴随着pH从8.84增加到9.5，其在减缓水合速率方面产生显著差异。具体地讲：
a.在8.84的天然pH和占聚合物重量的2%的硼砂下对照实验的凝胶在水合方面显示较少差异；
b.凝胶在占聚合物重量的1%硼砂下调节pH到9.5使水合延迟到约80分钟；
c.凝胶在占聚合物重量的2%的硼砂下调节pH到9.5使水合延迟到约120分钟；且
d.凝胶在占聚合物重量的3%的硼砂下调节pH到9.5使水合的开始延迟到约100分钟，完全水合延迟到140分钟。
为了进一步说明，来自实施例1的将凝胶调节到pH9.5也包括在图3中。很明显随着pH增加到9.5，加入延迟剂能够更大程度地控制水合开始时间。
实施例3.检验pH和延迟剂对水合时间的影响且结果显示在图4中。对于各次试验运行，使用在水中的100pp t聚合物产生凝胶。该浆料具有8.84的pH。pH降到较低值通过加入乙酸获得，直至获得8.5和8.75的pH值。pH升到较高值通过加入氢氧化钠溶液（在水中的10重量%）获得，得到9和9.2的pH值。将浆料装载到粘度计中且以100sec-1的剪切速率测量粘度。粘度计的温度在30分钟内从70℉匀变到100℉且随后在100℉下保持恒定另外90分钟。在一些运行中，硼砂作为延迟剂加入。结果显示水合时间可随pH的改变而变。具体地讲：
a.在8.84的天然pH和占聚合物重量的3%的硼砂下凝胶在水合方面显示较少差异；
b.没有延迟剂且调节pH到9.2的凝胶和具有1%延迟剂的处于pH8.75下的凝胶没有显示明显的水合；且
c.没有延迟剂且调节pH到9.0的凝胶；没有延迟剂且调节pH到8.75的凝胶；和具有1%延迟剂且调节pH到8.5的凝胶全部显示水合延迟，但水合的起始（其中粘度开始增加且达到最终的最低1000cP粘度）自25分钟至52分钟不等。
实施例4.使用上述程序，检验pH和延迟剂对水合时间的影响。对于各次试验运行，使用在水中的100ppt聚合物产生凝胶。该浆料具有8.84的pH。pH用氢氧化钠溶液（在水中的10%重量）增加到9和9.25。将浆料装载到粘度计中且以100sec-1的剪切速率测量粘度。粘度计的温度在30分钟内从70℉匀变到150℉且随后在150℉下保持恒定另外90分钟。结果显示水合时间可随延迟剂浓度和pH两者的变化而变。具体地讲，水合起始时间自35分钟至90分钟不等，更大的变化则示于实施例3中。
实施例5.使用上述程序，进一步检验上述实施例的最优结果（3%硼砂和9.65的pH）以确定是否可实现用于隔离的高粘度。结果显示于图6中。对于该试验，使用在水中的500pp t聚合物、用以调节pH的10%氢氧化钠溶液和充当延迟剂的硼砂产生凝胶。将浆料装载到粘度计中且以100sec-1的剪切速率测量粘度。粘度计的温度在两小时内从70℉匀变到250℉且随后在250℉下保持恒定另外6小时。在该试验中，在初始两小时匀变之后恒定剪切从100sec-1降低到0.1sec-1（模拟在放置后阻断凝胶的静止条件）。该试验显示，在低剪切条件下，结果为超过1,000,000cP的粘度。
实施例6.泵送凝胶到水平位置和保持处于压力差下的能力通过使用两种高压流体损失室（长度为约8英寸且直径为2英寸）来测定，一个高压流体损失室水平定位，一个高压流体损失室垂直定位。这些室如在图7中所说明定位。将含有暂时性阻断凝胶的水平室50在室的末端70处加入狭缝插入物60a或<1md的陶瓷芯60b。狭缝插入物模拟具有孔眼的地层。陶瓷芯模拟没有孔眼的地层。除非在实施例中具体说明，否则缺省是狭缝插入物。在需要时，使用千斤顶65来使水平室升高或降低到所要角度。井筒75连接竖直室55的底部与水平室50的侧面。井筒75模拟井眼的尾部。加热器围绕水平室放置以加热并控制温度。使用温度匀变来升高在水平室中的凝胶的温度。凝胶作为在自来水中的浆料经由井筒从竖直室55泵送到水平室且加压到100psi。在泵送凝胶到水平室50且允许在使凝胶交联的温度下停留2小时的时间之后，竖直室55用染色的自来水填充。随后对竖直室的顶部施加额外压力且将从竖直室损失到水平室的水的体积用作隔离的量度。另外，也测量挤压穿过狭缝插入物的凝胶的量。
实施例7.实施例7说明本发明的井处理流体在复制没有孔眼的地层的压力下充当阻断物一段时间的能力。试验程序产生在实施例5中使用的凝胶的组合物（500ppt聚合物和水，具有占聚合物重量的3%的硼砂，pH在外加10%的氢氧化钠溶液的情况下缓冲到9.65）。程序与实施例6相同，不同之处在于使用<1MD的陶瓷芯。将凝胶从竖直室泵送到水平室且允许在100psi下加热到250℉历时2小时以使凝胶交联。竖直室用染色的自来水填充。随后对竖直室的顶部施加额外压力至500psi历时1小时。在显示良好隔离的初始时刻之后没有见水突破。该室在500psi的压力下关闭过夜且在次日早晨再次打开。再一次没有见水突破。使压力再次以100psi增量增加到1000psi。各压力维持5分钟以观察在进行到下一水平之前的任何水突破。在1000psi的压力差下，监测该室6小时，没有任何水突破。将该室在该温度和压力条件下再次关闭过夜。该室在次日早晨打开且在1000psi下观察总共24小时，没有任何水突破。该实施例说明该凝胶能够作为阻断剂。
实施例8.实施例8说明泵送增产流体穿过在具有孔眼的地层中的阻断凝胶的能力。试验程序产生在实施例5中使用的凝胶的组合物（500ppt聚合物和水，具有占聚合物重量的3%的硼砂，pH在外加10%的氢氧化钠溶液的情况下缓冲到9.65）。程序与具有模拟孔眼的狭缝插入物的实施例6相同。将凝胶从竖直室泵送到水平室且允许在100psi下加热到250℉历时2小时以使凝胶交联。竖直室用染色的自来水填充。当压力增加时，在125psi下见到水突破，水道穿过接近凝胶填料中心的凝胶产生。该实施例指示增产流体可成功地泵送穿过阻断凝胶到达具有孔眼的地层。
实施例9.一系列试验设计用来评价一旦凝胶作为阻断剂的效用结束将如何阻断凝胶。结果显示于表1和表2中。这些试验使用以各种浓度的两种不同的破胶剂。试验程序产生在实施例5中使用的凝胶的组合物（500ppt聚合物和水，具有占聚合物重量的3%的硼砂，pH在外加10%的氢氧化钠溶液的情况下缓冲到9.65）。将如在表1和表2中所述的破胶剂加到凝胶中。随后将400mL凝胶放置在如前所述的水平流体损失室中且将其在1000psi下加热到指示温度。定期打开所述室以观察凝胶是否被破坏。表1显示使用GBW-25作为破胶剂的结果，且表2显示使用破胶剂High Perm CRB（胶囊化的过硫酸铵）作为破胶剂的结果
表1-GBW-25作为破胶剂
Figure BDA00002126523000141
表2-High Perm CRB作为破胶剂
这些结果显示凝胶可被破坏且破胶时间不同，这提供给本发明更多灵活性。
根据上述，观察到可在不脱离本发明的新颖原理的真实精神和范围的情况下进行许多变化和修改。

Claims (25)

1.通过向井中引入包含硼酸化半乳糖甘露聚糖胶的井处理流体来增强由所述井穿透的地层的生产率的方法。
2.权利要求1的方法，其中所述硼酸化半乳糖甘露聚糖胶为硼酸根离子和瓜耳胶的反应产物。
3.权利要求1的方法，其中所述井为竖直井。
4.增强由具有多个生产区的井穿透的含烃地层的生产率的方法，其包括：
（a）在所述井的预先确定的生产区附近引入包含硼酸化半乳糖甘露聚糖胶的井处理流体；
（b）通过使所述井处理流体硬化隔离所述预先确定的生产区与所述井的其他区；
（c）打穿所述被隔离的预先确定的生产区；和
（d）通过向所述被打穿的预先确定的生产区引入处于足以压裂所述被打穿的预先确定的生产区的压力下的压裂流体来水力压裂所述井的被打穿的预先确定的生产区。
5.增强由具有多个生产区的被粘固的竖直井穿透的含烃地层的生产率的方法，其包括：
（a）打穿所述井的生产区；
（b）通过向所述被打穿的生产区引入处于足以压裂所述被打穿的生产区的压力下的压裂流体来水力压裂所述被打穿的生产区；
（c）向在所述被压裂的打穿的生产区之上的套管中引入包含硼酸化半乳糖甘露聚糖胶的井处理流体；
（d）通过使所述井处理流体硬化来隔离步骤（c）的区；和
（e）在所述被粘固的竖直井的一个或多个生产区中重复步骤（a）-（d）。
6.权利要求4的方法，其中所述井处理流体还包含交联剂。
7.权利要求4的方法，其中所述井处理流体还包含破胶剂。
8.权利要求4的方法，其中所述井处理流体还包含pH调节剂。
9.权利要求4的方法，其中所述半乳糖甘露聚糖胶处于油浆中。
10.权利要求4的方法，其中所述地下地层为页岩。
11.权利要求4的方法，其中所述井具有约8-约40个生产区。
12.权利要求4的方法，其中所述预先确定的生产区在没有粘固所述井的情况下与所述井的其他区隔离。
13.权利要求4的方法，其中所述井为水平井。
14.权利要求4的方法，其中所述井为竖直井。
15.增强由井穿透的含烃地下地层的生产率的方法，其包括：
（a）向介于井眼壁与布置在所述井眼中的管道套管柱之间的环形区中引入包含硼酸化瓜耳胶的井处理流体，其中所述管道套管柱具有布置在其中的区隔离组件；
（b）使所述井处理流体硬化；
（c）将所述区隔离组件内的所述被隔离的生产区打穿；和
（d）通过向所述区引入处于足以压裂所述被隔离的生产区的压力下的压裂流体来水力压裂所述被隔离的生产区。
16.权利要求15的方法，其中所述井为非竖直井。
17.权利要求15的方法，其中所述区隔离组件为多井段压裂处理隔离组件。
18.权利要求15的方法，其中所述井处理流体还包含交联剂。
19.权利要求15的方法，其中所述井处理流体还包含破胶剂。
20.权利要求15的方法，其中所述井处理流体还包含pH调节剂。
21.权利要求15的方法，其中所述半乳糖甘露聚糖胶处于油浆中。
22.权利要求15的方法，其中所述地下地层为页岩。
23.权利要求15的方法，其中所述井眼具有约8-约40个生产区。
24.权利要求15的方法，其中所述预先确定的生产区在没有粘固所述井眼的情况下与所述井眼的其他区隔离。
25.增强由非竖直井穿透的含烃地下地层的生产率的方法，其包括：
（a）向所述井中引入第一封隔器；
（b）邻近于所述第一封隔器向所述井中引入区隔离组件单元；
（b）向所述井中引入第二封隔器，直至由所述区隔离组件单元限定的区域由所述第一封隔器和所述第二封隔器限定；
（c）向所述井中引入包含硼酸化瓜耳胶的井处理流体且使所述井处理流体硬化，由此将由所述第一封隔器和所述第二封隔器限定的区域密封并与所述井的其他区域隔开；
（d）通过向所述区引入处于足以压裂所述被隔离的区的压力下的压裂流体来水力压裂步骤（c）的所述被隔离的区；和
（e）在所述井的另一区域中重复步骤（a）-（d）。
CN201180013531.9A 2010-03-12 2011-03-07 处理具有环形隔离系统的井眼的方法 Active CN102791823B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/723,509 2010-03-12
US12/723,509 US8636066B2 (en) 2010-03-12 2010-03-12 Method of enhancing productivity of a formation with unhydrated borated galactomannan gum
PCT/US2011/027425 WO2011112519A1 (en) 2010-03-12 2011-03-07 Method of treating a wellbore having annular isolation system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102791823A true CN102791823A (zh) 2012-11-21
CN102791823B CN102791823B (zh) 2015-06-17

Family

ID=43855945

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201180013531.9A Active CN102791823B (zh) 2010-03-12 2011-03-07 处理具有环形隔离系统的井眼的方法

Country Status (11)

Country Link
US (1) US8636066B2 (zh)
EP (1) EP2545135A1 (zh)
CN (1) CN102791823B (zh)
AU (1) AU2011224605B2 (zh)
BR (1) BR112012023009A2 (zh)
CA (1) CA2790840C (zh)
EC (1) ECSP12012216A (zh)
MX (1) MX2012010530A (zh)
NZ (1) NZ601961A (zh)
RU (1) RU2530141C2 (zh)
WO (1) WO2011112519A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10989011B2 (en) 2010-03-12 2021-04-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Well intervention method using a chemical barrier
US9920609B2 (en) 2010-03-12 2018-03-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of re-fracturing using borated galactomannan gum
US8899332B2 (en) 2011-11-22 2014-12-02 Baker Hughes Incorporated Method for building and forming a plug in a horizontal wellbore
US9580642B2 (en) 2011-11-22 2017-02-28 Baker Hughes Incorporated Method for improving isolation of flow to completed perforated intervals
US9637675B2 (en) 2011-11-22 2017-05-02 Baker Hughes Incorporated Use of composites having deformable core and viscosifying agent coated thereon in well treatment operations
US9663707B2 (en) 2013-10-23 2017-05-30 Baker Hughes Incorporated Stimulation method using biodegradable zirconium crosslinker
US9366124B2 (en) * 2013-11-27 2016-06-14 Baker Hughes Incorporated System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores
WO2017023935A1 (en) 2015-08-03 2017-02-09 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
US10087363B2 (en) 2016-03-15 2018-10-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Using borated galactomannan to enhance swelling of superabsorbents for fracturing applications
CA3030763A1 (en) 2016-07-15 2018-01-18 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
USD946549S1 (en) * 2021-05-14 2022-03-22 Qiuhong Wang Wireless headband
USD970464S1 (en) * 2022-01-29 2022-11-22 Min Wang Wireless headband
USD970466S1 (en) * 2022-01-29 2022-11-22 Shiming Hu Wireless headband
US11981864B1 (en) 2023-02-22 2024-05-14 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Temporary isolation system for reservoirs

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3766984A (en) * 1968-05-20 1973-10-23 Dow Chemical Co Method for temporarily sealing a permeable formation
US3794115A (en) * 1972-01-14 1974-02-26 Gen Mills Chem Inc Process for forming borehole plugs
US3974077A (en) * 1974-09-19 1976-08-10 The Dow Chemical Company Fracturing subterranean formation
US5252234A (en) * 1991-05-24 1993-10-12 Zirconium Technology Corporation Borate cross-linking solutions

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2868664A (en) * 1954-05-03 1959-01-13 Stein Hall & Co Inc Dry mannogalactan composition
US3058909A (en) * 1957-07-23 1962-10-16 Atlantic Refining Co Method and composition for formation fracturing
US3301723A (en) 1964-02-06 1967-01-31 Du Pont Gelled compositions containing galactomannan gums
US3808195A (en) * 1972-04-14 1974-04-30 Gen Mills Chem Inc Process for preparing dispersible polygalactomannan gum and derivatives
US3888312A (en) 1974-04-29 1975-06-10 Halliburton Co Method and compositions for fracturing well formations
AR247709A1 (es) 1981-10-29 1995-03-31 Dow Chemical Co Producto reticulante para polisacaridos solvatables y composiciones reticulables que incluyen a dicho producto
US4447336A (en) * 1981-12-18 1984-05-08 Monsanto Company Stabilized galactomannan gum compositions
NO824042L (no) 1982-04-22 1983-10-24 Key Fries Inc Bisalkyl-bis(trialkanolamin)zirkonater.
US4477360A (en) 1983-06-13 1984-10-16 Halliburton Company Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4460751A (en) 1983-08-23 1984-07-17 Halliburton Company Crosslinking composition and method of preparation
US4686052A (en) 1985-07-08 1987-08-11 Dowell Schlumberger Incorporated Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor
US4722397A (en) * 1986-12-22 1988-02-02 Marathon Oil Company Well completion process using a polymer gel
US5055209A (en) * 1989-05-01 1991-10-08 Osca, Inc. Reduction of the viscosity of solutions viscosified with Xanthan gum polymers
US5082579A (en) * 1990-01-16 1992-01-21 Bj Services Company Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans
US5145590A (en) * 1990-01-16 1992-09-08 Bj Services Company Method for improving the high temperature gel stability of borated galactomannans
US5067566A (en) * 1991-01-14 1991-11-26 Bj Services Company Low temperature degradation of galactomannans
US5226479A (en) * 1992-01-09 1993-07-13 The Western Company Of North America Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
US5201370A (en) * 1992-02-26 1993-04-13 Bj Services Company Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid
US5226481A (en) * 1992-03-04 1993-07-13 Bj Services Company Method for increasing the stability of water-based fracturing fluids
US5498436A (en) * 1993-12-30 1996-03-12 Fmc Corporation Coprocessed galactomannan-glucomannan
US5547026A (en) * 1995-04-19 1996-08-20 Bj Services Company Crosslinked guar based blocking gel system for use at low to high temperatures
US5671809A (en) * 1996-01-25 1997-09-30 Texaco Inc. Method to achieve low cost zonal isolation in an open hole completion
US5806597A (en) * 1996-05-01 1998-09-15 Bj Services Company Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation
US6006838A (en) * 1998-10-12 1999-12-28 Bj Services Company Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US6386288B1 (en) * 1999-04-27 2002-05-14 Marathon Oil Company Casing conveyed perforating process and apparatus
CA2318703A1 (en) * 1999-09-16 2001-03-16 Bj Services Company Compositions and methods for cementing using elastic particles
JP2002184502A (ja) * 2000-12-18 2002-06-28 Jst Mfg Co Ltd 電気コネクタ
MXPA03010715A (es) * 2001-05-23 2005-03-07 Core Lab L P Metodo para determinar el grado de recuperacion de materiales inyectados en pozos petroliferos.
US7138436B2 (en) * 2001-06-13 2006-11-21 3M Innovative Properties Company Uncrosslinked foams made from emulsions
US6752209B2 (en) * 2001-10-01 2004-06-22 Bj Services Company Cementing system and method for wellbores
US20040055748A1 (en) 2002-09-19 2004-03-25 Reddy B. Raghava Elastomeric admixtures for improving cement elasticity
US6854522B2 (en) * 2002-09-23 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Annular isolators for expandable tubulars in wellbores
US7647970B2 (en) * 2002-11-08 2010-01-19 Bj Services Company Self-sealing well cement composition
NO20034964L (no) 2002-11-08 2004-05-10 Bj Services Co Sementsammensetning egnet for olje- og gassbronner
US7268101B2 (en) * 2003-11-13 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Formate based liquid gel concentrates
US7527095B2 (en) * 2003-12-11 2009-05-05 Shell Oil Company Method of creating a zonal isolation in an underground wellbore
US7347265B2 (en) * 2004-03-26 2008-03-25 Bj Services Company Method of forming temporary blocking gel containing guar derivative
KR100703287B1 (ko) * 2005-07-20 2007-04-03 삼성전자주식회사 통신 시스템에서 자원 할당 정보 송수신 시스템 및 방법
US8097567B2 (en) * 2006-01-09 2012-01-17 Clearwater International, Llc Well drilling fluids having clay control properties
US7575062B2 (en) * 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US8586508B2 (en) * 2007-05-30 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polysaccharide based cement additives

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3766984A (en) * 1968-05-20 1973-10-23 Dow Chemical Co Method for temporarily sealing a permeable formation
US3794115A (en) * 1972-01-14 1974-02-26 Gen Mills Chem Inc Process for forming borehole plugs
US3974077A (en) * 1974-09-19 1976-08-10 The Dow Chemical Company Fracturing subterranean formation
US5252234A (en) * 1991-05-24 1993-10-12 Zirconium Technology Corporation Borate cross-linking solutions

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012143553A (ru) 2014-04-20
BR112012023009A2 (pt) 2016-05-31
NZ601961A (en) 2015-01-30
US8636066B2 (en) 2014-01-28
US20110220363A1 (en) 2011-09-15
CA2790840C (en) 2014-12-02
MX2012010530A (es) 2012-11-16
CA2790840A1 (en) 2011-09-15
EP2545135A1 (en) 2013-01-16
ECSP12012216A (es) 2012-11-30
RU2530141C2 (ru) 2014-10-10
WO2011112519A1 (en) 2011-09-15
AU2011224605A1 (en) 2012-09-13
AU2011224605B2 (en) 2014-04-03
CN102791823B (zh) 2015-06-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102791823A (zh) 处理具有环形隔离系统的井眼的方法
US9920609B2 (en) Method of re-fracturing using borated galactomannan gum
Barati et al. A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells
US8839865B2 (en) Slip-layer fluid placement
US9175208B2 (en) Compositions and methods for breaking hydraulic fracturing fluids
US10989011B2 (en) Well intervention method using a chemical barrier
US20130312974A1 (en) Controlling hydrogen sulfide production in oilfield operations
WO2011161569A2 (en) Composition and methods for oilfield application
US20240124764A1 (en) Gas Generating Compositions And Uses
CA2938037C (en) Method of re-fracturing using borated galactomannan gum
US9909056B2 (en) Method of altering crosslink time of delayed borate crosslinkers
CA2999255C (en) Use of food grade particulates to form fractures having increased porosity and conductivity
US10870795B2 (en) Rheology modifier
US20220049153A1 (en) Sand Consolidation Compositions And Methods Of Use

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant