DE69315810T2 - Kontrollieren von Eisenniederschlägen in wässrigen Bohrlochfrakturierungsflüssigkeiten - Google Patents
Kontrollieren von Eisenniederschlägen in wässrigen BohrlochfrakturierungsflüssigkeitenInfo
- Publication number
- DE69315810T2 DE69315810T2 DE69315810T DE69315810T DE69315810T2 DE 69315810 T2 DE69315810 T2 DE 69315810T2 DE 69315810 T DE69315810 T DE 69315810T DE 69315810 T DE69315810 T DE 69315810T DE 69315810 T2 DE69315810 T2 DE 69315810T2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- fracturing fluid
- aqueous
- fracturing
- reducing agent
- polymer solution
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 54
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 32
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 title claims description 16
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 title description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 29
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 19
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N thioglycolic acid Chemical group OC(=O)CS CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 claims description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical group O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910001448 ferrous ion Inorganic materials 0.000 claims description 4
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical group COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- RDHFKBABHOAOCH-UHFFFAOYSA-N 5-(1-methylpyrazol-4-yl)-3-(3-phenoxyphenyl)furo[3,2-b]pyridine Chemical group Cn1cc(cn1)-c1ccc2occ(-c3cccc(Oc4ccccc4)c3)c2n1 RDHFKBABHOAOCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical group [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical group [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical group [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 5
- WTDHULULXKLSOZ-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine hydrochloride Chemical compound Cl.ON WTDHULULXKLSOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 229960004887 ferric hydroxide Drugs 0.000 description 3
- IEECXTSVVFWGSE-UHFFFAOYSA-M iron(3+);oxygen(2-);hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[Fe+3] IEECXTSVVFWGSE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- -1 iron(III) ions Chemical class 0.000 description 3
- PHOQVHQSTUBQQK-SQOUGZDYSA-N D-glucono-1,5-lactone Chemical compound OC[C@H]1OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O PHOQVHQSTUBQQK-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 235000012209 glucono delta-lactone Nutrition 0.000 description 2
- 239000000182 glucono-delta-lactone Substances 0.000 description 2
- 229960003681 gluconolactone Drugs 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 2
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 1-amino-3-(benzimidazol-1-yl)propan-2-ol Chemical compound C1=CC=C2N(CC(O)CN)C=NC2=C1 AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DKIDEFUBRARXTE-UHFFFAOYSA-N 3-mercaptopropanoic acid Chemical compound OC(=O)CCS DKIDEFUBRARXTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HGIOOMCLOWLFTJ-UHFFFAOYSA-N 3-phenyl-2-sulfanylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(S)CC1=CC=CC=C1 HGIOOMCLOWLFTJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZZTCCAPMZLDHFM-UHFFFAOYSA-N ammonium thioglycolate Chemical compound [NH4+].[O-]C(=O)CS ZZTCCAPMZLDHFM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940075861 ammonium thioglycolate Drugs 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- CNYFJCCVJNARLE-UHFFFAOYSA-L calcium;2-sulfanylacetic acid;2-sulfidoacetate Chemical compound [Ca+2].[O-]C(=O)CS.[O-]C(=O)CS CNYFJCCVJNARLE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- NMNUMNLJCWEACV-UHFFFAOYSA-N hydroxylamine 2-sulfanylacetic acid Chemical compound ON.OC(=O)CS NMNUMNLJCWEACV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910021506 iron(II) hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- MKIJJIMOAABWGF-UHFFFAOYSA-N methyl 2-sulfanylacetate Chemical compound COC(=O)CS MKIJJIMOAABWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- YBRBMKDOPFTVDT-UHFFFAOYSA-N tert-butylamine Chemical compound CC(C)(C)N YBRBMKDOPFTVDT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- NJRXVEJTAYWCQJ-UHFFFAOYSA-N thiomalic acid Chemical compound OC(=O)CC(S)C(O)=O NJRXVEJTAYWCQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
-
- 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
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Description
- Diese Erfindung betrifft allgemein das Spalten unterirdischer Bohrlochformationen, um die Förderung von Öl und/oder Gas aus dieser Formation einzuleiten und speziell, um den Eisenzustand in wässerigen Bohrlochspaltflüssigkeiten zu regeln, um das Bilden von Eisenniederschlag in diesen Flüssigkeiten sowie andere unerwünschte Eisenreaktionen zu verhindern.
- Das Anfördern von Öl und/oder Gas aus unterirdischen Formationen durch Spalten der Formationen ist dem Fachmann einschlägig bekannt. Allgemein wird das Spalten durch Pumpen einer Spaltflüssigkeit in die Formation mit einer Rate und unter solchem Druck herbeigeführt, daß die Formation hydraulisch gespalten wird. Die Spalten in der Formation werden durch weiteres Einführen von Spaltflüssigkeit in diese Formation ausgedehnt. Die so gebildeten Spalten werden häufig durch ein Proppant offen gehalten, d.h. Sand wird in den Spalten abgelagert. Auch werden die Spaltflächen, je nach der Felsart in der Formation, mit Säure geätzt, um darin Strömungskanäle zu bilden. Nachdem die Spalten gebildet wurden , darin Proppant abgelagert wurde und/oder Strömungskanäle in den Oberflächen der Spalten gebildet wurden, wird der auf die Formation einwirkende hydraulische Druck reduziert, wodurch die Spaltflüssigkeit wieder aus der Formation herausströmt, was zum Schließen der Spalten führt. So bleiben nur die durchlässigen Wege darin erhalten, durch die Öl und/oder Gas aus der Formation in das Bohrloch strömen kann.
- Ein Problem, das auftritt, wenn die Spaltflüssigkeit aufgelöstes Eisen enthält, ist der Niederschlag daraus von Eisenmischungen, wie beispielsweise Eisenhydroxid. Solcher Niederschlag kann die Durchlässigkeit der aufgespaltenen Formation unterbinden oder reduzieren. Das führt zu einer Reduktion der Öl- und/oder Gasförderung, anstelle diese zu verstärken.
- Ein weiteres Problem, das durch die Anwesenheit aufgelösten Eisens in einer Spaltflüssigkeit aus gelierter, wässeriger Polymerlösung verursacht werden kann, ist das unerwünschte Eisen(III)-ionvemetzen des hydrierten Polymers, wodurch sich die Viskosität der Spaltflüssigkeit auf unerwünschte Weise verstärkt und/oder ungleichmäßig wird.
- Während nach dem Stand der Technik bereits Eisenniederschlag- Kontrolladditive entwickelt und benutzt wurden, können solche Additive in zähen Spaltflüssigkeiten den Zerfall des hydrierten Verzähungspolymers in den Flüssigkeiten nennenswert beschleunigen und die Komplettierung des Spaltverfahrens verhindern oder beeinträchtigen.
- Jetzt haben wir eine verbesserte Vorgehensweise der Kontrolle von Eisen in einer wässerigen Spaltflüssigkeit entwickelt. Dabei werden die in der Flüssigkeit befindlichen Eisen(III)-ionen auf Eisen(II)-ionen reduziert, so daß es in der Spaltflüssigkeit zu keinem Niederschlag kommt.
- Diese Erfindung sieht eine Vorgehensweise der Kontrolle von Eisen in einer wässerigen Spaltflüssigkeit mit einem pH-Wert unter 7,5 vor, die wie folgt abläuft Beimischen eines Eisen(III)-ionen-Reduktionsmittels zur o.g. Spaltflüssigkeit in Mengen, die ausreichen, um die darin befindlichen Eisen(III)-ionen auf Eisen(II)- ionen zu reduzieren, wobei das die Eisen(III)-ionen-Reduktionsmittel eine Mischung mit der folgenden allgemeinen Formel ist:
- wobei n eine Ganzzahl von 1 bis 10 ist; Z ist R oder M; R ist Wasserstoff; -(CH&sub2;)x CH&sub3;, -CH&sub2;COOH oder -(CH&sub2;) x C&sub6;H&sub5;, wobei x 0 oder eine Ganzzahl von 1 bis 6 ist; M ist Natrium, Potassium, Ammonium, Calcium, Magnesium oder H&sub3;N&spplus;0H und d ist 1, wenn Z = R ist oder d ist 1 oder 2, wenn Z = M ist, um der Valenz von M zu entsprechen.
- Mit der Vorgehensweise dieser Erfindung wird das in einer wässerigen Spaltflüssigkeit mit einem pH-Wert unter 7,5 enthaltene Eisen durch Beimischen eines Eisen(III)-ionen-Reduktionsmittels zur Spaltflüssigkeit in Mengen kontrolliert, die ausreichen, um den Niederschlag von Eisenmischungen oder das unerwünschte Vernetzen des Polymers in der Spaltflüssigkeit zu verhindern. Die Eisen(III)-ionen- Reduktionsmittel dieser Erfindung verhindern gleichzeitig den Verlust der Viskosität der Spaltflüssigkeit in dem Ausmaß, wie es bei Eisenkontrollmitteln des Stands der Technik der Fall war. Der hier im Zusammenhang mit Eisen, das in einer Spaltflüssigkeit enthalten ist, benutzte Begriff "Kontrolle" sowie ähnliche Begriffe bedeuten, daß Eisen(III) auf Eisen(II) reduziert wird und der pH-Wert der Spaltflüssigkeit unter ca. 7,5 gehalten wird, wodurch Eisen(II)-Niederschlag vermieden wird.
- Eisen(III) kann auf verschiedene Weise in wässerige Spaltflüssigkeiten gelangen. Am häufigsten gelangt es durch das beim Mischen der Spaltflüssigkeit benutze Wasser oder durch die Reaktion der gemischten Spaltflüssigkeit mit eisenhaltigen Mischungen in der zu spaltenden Formation in die Spaltflüssigkeit. Wenn die Spaltflüssigkeit Eisen(III) (+3 Oxidationsstadium) enthält, beginnt sich Eisen(II)-hydroxid-Niederschlag zu bilden, wenn sich der pH-Wert der Flüssigkeit auf ca. 2,5 erhöht und schlägt sich bei einem pH-Wert von ca. 3,5 vollständig nieder. Eisen(III) (+2 Oxidationsstadium) bleibt dagegen bis zu einem pH-Wert von ca. 7,5 aufgelöst.
- Die Spaltflüssigkeit nach dieser Erfindung setzt sich grundsätzlich aus einer wässerigen Lösung zusammen, wie z.B. aus einer gelierten, wässerigen Polymerlösung oder einer vernetzten wässerigen Polymerlösung und dem Eisen(III)- ionen-Reduktionsmittel. Die Zusammensetzungen können ebenfalls ein oder mehrere Puffermittel enthalten, die den pH-Wert der Spaltflüssigkeit unter ca. 7,5 und vorzugsweise im Bereich von 1 bis 5 pH halten. Weiter können die Zusammensetzungen ein oder mehrere Mittel enthalten, die Bohrlochtreatingflüssigkeiten häufig zum Entfernen von Sauerstoff beigemischt werden. Wenn die zu spaltende Formation reaktive Sulfide enthält, kann die Spaltflüssigkeit gleichfalls ein oder mehrere Mittel zum Verhüten des Niederschlages von Eisen(II)-sulfiden enthalten.
- Ein bevorzugtes Eisen(III)-Reduktionsmittel ist eine Mischung der o.g. Formel, bei der n = 1, d = 1 und Z = R ist. Das bevorzugteste Eisen(III)- Reduktionsmittel ist Thioglykolsäure. Andere Reduziermittel, die zum Einsatz kommen können, sind u.a. x-methylthioglykolsäure, Methylthioglykolat, x,x- dimethlthioglykolsäure, x-phenylthioglykolsäure, methyl-x-methylthioglykolat, Benzylthioglykolat, x-benzylthioglykolsäure, Ammoniumthioglykolat, Hydroxylammoniumthioglykolat, Calciumdithioglykolat, ß-thiopropionsäure, methylß-thiopropioat, Natrium-ß-thiopropionat und Thiomalsäure.
- Die für eine nennenswerte Reduktion fast aller Eisen(III)-ionen effektive Menge des Eisen(III)-Reduktionsmittels, das in einer Spaltflüssigkeit nach dieser Erfindung enthalten sein muß oder dieser beigemischt werden soll, hängt von der Temperatur der Reduktionsreaktionsumgebung ab. Eine zufriedenstellende Reduktionsrate wird durch eine Menge Eisen(III)-Reduktionsmittel gewährleistet-, die innerhalb einer Stunde zur gewunschten Reduktion führt. Allgemein wird das Eisen(III)-Reduktionsmittel der Spaltflüssigkeit in Mengen von mindestens 0,01% Vol. bis maximal 8 % Vol der Spaltflüssigkeit beigemischt.
- Bei der Herstellung der Spaltflüssigkeit nach dieser Erfindung können vielzählige wässerige Lösungen benutzt werden. Allgemein setzt sich die wässerige Lösung aus Wasser mit einem aufgelösten und die Viskosität erhöhenden hydrierbaren Polymer zusammen. Beispiele herkömmlich für solche Anwendungen benutzter Polymer sind u.a. Galaktomannanpolymer, Glikomannanpolymer und deren Derivate. Typisch für solche Polymer sind Guargummi und Guarderivate sowie modifizierte Zellulose, wie beispielsweise Hydroxyethylzellulose, Karboxymethylzellulose, Xanthangummi und andere Zellstoffderivate. Ebenfalls verwendet werden können synthetische Polymer, wie beispielsweise Polyacrylamiden, poly-2-amino-2-methylpropan-Sulfonsäure und andere. Das Polymer ist allgemein in Mengen im Bereich von ca. 0,1 % bis 2 % Massenanteil der Lösung in der wässerigen Lösung enthalten, um eine gelierte wässerige Polymerflüssigkeit mit einer feststellbaren Viskosität im Bereich zwischen 2 cp bis 200 cp herzustellen; diese wird mit einem Fann Viskometer, Modell 50 gemessen. Die spezifische Konzentration des Polymers hängt von den Bedingungen im zu spaltenden Bohrloch und anderen Faktoren ab, die dem Fachmann einschlägig bekannt sind.
- Wie schon erwähnt, können wässerige Polymerlösungen zum Erhöhen ihrer Viskosität durch Beimischen eines Vemetzungsmittels vernetzt werden. Typisch für solche Vernetzungsmittel sind organische Chelate von Titan, Zirkon, Aluminium oder mehrwertigen Metallen (falls Bezug auf" organische Chelate von"). Die Auswahl eines zutreffenden Vernetzungsmittels hängt vom spezifischen Polymer ab, der Verwendung findet. Die Menge des Vernetzungsmittels ist von den Bohrlochbedingungen und anderen Faktoren abhängig. Allgemein wird der wässerigen Polymerlösung ein Vernetzungsmittel in Mengen zwischen 0,0005 und 1,2 % Massenanteil der Lösung beigemischt, um eine vernetzte, gelierte, wässerige Polymerflüssigkeit mit Viskosität im Bereich von ca. 40 cp bis ca. 6000 cp (0,04 bis 6 Pa s) zu erzeugen, die anhand eines Fann Viskometers , Modell 50 s festgestellt wird.
- Wie schon erwähnt, muß die gelierte, wässerige Polymer-Spaltflüssigkeit und/oder die gelierte, wässerige und vemetzte Polymer-Spaltflüssigkeit einen pH- Wert unter 7,5 aufweisen, um den Niederschlag von Eisen(III)-Stoffen zu verhindern. Der pH-Wert der Spaltflüssigkeit läßt sich bei Bedarf durch Säuren, Puffermittel und Mischungen aus Säuren und Basen regeln. Vorzugsweise wird der pH-Wert der Flüssigkeit in einem Bereich zwischen 1 und 5 geregelt. Dahingehend wird der Spaltflüssigkeit ein Puffermittel aus einer Gruppe, bestehend aus Kohlendioxid, organischen Säuren, wie z.B. Essig- oder Ameisensäure, Säuresalzen, wie z.B. Ammoniumbisulfit und anorganischen Säuren, wie z.B. Salzsäure oder Schwefelsäure, beigemischt, um den pH-Wert in diesem Bereich zu halten. Das bevorzugteste Puffermittel ist Ameisensäure.
- Zu den weiteren Komponenten und Additiven, die den Zusammensetzungen dieser Erfindung beigemischt werden können, zählen Säuren, Sulfidreaktionsmittel oder Spülmittel, wie z.B. Aldehyden oder Ketone, Tenside, Korrosionsschutzmittel, Flüssigkeitsverlustadditive, Bioziden, nicht-emulgierende Mittel und gegenseitige Lösungsmittel. Solche Komponenten und Additive sind dem Fachmann einschlägig bekannt. Ihre Verwendung hängt von den Bedingungen in der zu spaltenden unterirdischen Formation und anderen Faktoren ab.
- Um die Vorgehensweisen und Zusammensetzungen dieser Erfindung näher zu veranschaulichen, werden die folgenden Beispiele vermittelt.
- Eine aus der Antrim Shale-Formation geborgene Menge wässeriger Treatingflüssigkeit mit Eisen(III)-hydroxid-Niederschlaggehalt (90 tpm Eisen(III)- ionen) mit einem pH-Wert von 6,26 wurde bezogen. Die wässerige Suspension des Eisen(III)-hydroxids wurde in Proben unterteilt und verschiedene Eisenkontrolladditive, darunter Eisen(III)-ionen-Reduktionsmittel dieser Erfindung, wurden den Proben in Mengen gleich 9,06 kg Additiv pro 3,79 m³ wässeriger Suspension beigemischt. Das benutzte Eisen(III)-ionen-Reduktionsmittel dieser Erfindung war Thioglykolsäure. Die weiteren Additive waren Eisenkontrolladditive nach dem Stand der Technik, d.h. Zitronensäure, Hydroxylamin und die Eisen(III)- ionen-Reduktionszusammensetzung, die aus dem US Patent Nr. 4 683 954 vom 4. August 1987 hervorgeht, d.h. eine Mischung aus Hydroxylamin, Glukonodeltalakon und einer katalytischen Menge Kupferione.
- Die Proben mit Additivgehalt wurden im Laufe von ungefähr einer Stunde von Umgebungstemperatur auf 51º C erwärrnt. Keine der Additive nach dem Stand der Technik reagierte mit der wässerigen Eisen(III)-hydroxid-Suspension, die ihre ursprüngliche trübe Orangefarbe beibehielt. Die Probe, der die Thioglykolsäure beigemischt wurde, reagierte, d.h. das Eisen(III)-ion im Niederschlag wurde auf ein Eisen(II)-ion reduziert und aufgelöst. Während der Reaktion wandelte sich die Suspension von trüb-orange in eine klare, farblose Lösung.
- Eine wässerige Spaltflüssigkeit mit einem Guargummi-Verzähungspolymer in Mengen von ca. 0,36 % Massenanteil der wassengen Polymerlösung wurde mit einer Viskosität von 19,5 cp (0,0195 Pa s) (gemessen mit einem Fann Viskometer, Modell 50) zubereitet. Die Polymerlösung wurde in zwei Testproben unterteilt. Einer dieser wurde Thioglykolsäure in einer Menge von 0,05 % Massenanteil der resultierenden Lösung beigemischt. Die in US Patent Nr. 4 683 954 vom 4. August 1987 beschriebene Eisen(III)-ionen-Reduktionszusammensetzung, d.h. eine Mischung aus Hydroxylamin-Hydrochlorid, Glukonodeltalakton und einer katalytischen Menge Kupferione, wurde der zweiten Polymerlösungsprobe beigemischt, und zwar in einer Menge von ca. 0,12 % Massenanteil der resultierenden Lösung. Die Viskositäten der Testproben mit Additivgehalt wurden über einen Zeitraum nach dem Beimischen der Additive ununterbrochen überwacht; dabei wurde ein Fann Viskometer, Modell 50 bei 300 U/min eingesetzt. Die Resultate und Vergleiche der Tests gehen aus der folgenden Tabelle hervor. TABELLE Additiveffekt und die Viskosität der Spaltflüssigkeit
- ¹ Thioglykolsäure
- ² Hydroxylamin-Hydrochlorid, Glukonodeltalakton-Kupferion nach US Patent Nr. 4 683 954
- Aus Tabelle 1 läßt sich erkennen, daß das Eisen(III)-ion-Reduktionsmittel dieser Erfindung zu bedeutend geringerer Viskositätsreduktion führt, als das getestete Additiv des Stands der Technik.
Claims (10)
1. Eine Vorgehensweise der Kontrolle von Eisen in einer wässerigen Spaltflüssigkeit mit
einem pH-Wert unter 7,5, bestehend aus dem Beimischen eines Eisen(III)-ionen-
Reduktionsmittels zur o.g. Spaltflüssigkeit in einer Menge, die ausreicht, um die darin
befindlichen Eisen(Ill)-ionen auf Eisen(II)-ionen zu reduzieren. Das o.g. Eisen(III)-ionen-
Reduktionsmittel ist dabei eine Mischung mit der folgenden allgemeinen Formel:
wobei n eine Ganzzahl von 1 bis 10 ist; Z ist R oder M; R ist Wasserstoff; -(CH&sub2;)x CH&sub3;, -
CH&sub2;COOH oder -(CH&sub2;) x C&sub6;H&sub5;, wobei x 0 oder eine Ganzzahl von 1 bis 6 ist; M ist Natrium,
Potassium, Ammonium, Calcium, Magnesium oder H&sub3;N&spplus;0H und d ist 1, wenn Z = R ist oder
d ist 1 oder 2, wenn Z = M ist, um der Valenz von M zu entsprechen.
2. Eine Vorgehensweise nach Anspruch 1, bei der das Reduktionsmittel der wässerigen
Spaltflüssigkeit in einer Menge zwischen 0,01% bis 8% Vol der o.g. Spaltflüssigkeit
beigemischt wird.
3. Eine Vorgehensweise nach Anspruch 1 oder 2, bei der n = 1, d = 1 und Z = R ist.
4. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1, 2 oder 3, bei der das
Reduktionsmittel Thioglykolsäure ist.
5. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1, 2, 3 oder 4, bei der die wässerige
Spaltflüssigkeit eine gelierte wässerige Polymerlösung, eine vemetzte, gelierte, wässerige
Polymerlösung, eine Emulsion oder einen Schaum darstellt, der eine gelierte, wässerige
Polymerlösung oder eine vemetzte, gelierte, wässerige Polymerlösung enthält.
6. Eine Vorgehensweise nach Anspruch 5, bei der die Spaltflüssigkeit eine gelierte,
wässerige Polymerlösung mit Polymergehalt von 0,1 bis 2 % Massenanteil der Lösung enthält.
7. Eine Vorgehensweise nach einem der Anspruche 1 bis 6, die weiter aus dem
Beimischen eines Puffermitteis zur Spaltflüssigkeit besteht, um den pH-Wert der o.g.
Spaltflüssigkeit im Bereich von 1 bis 5 zu halten.
8. Eine Vorgehensweise nach Anspruch 7, bei der das Puffermittel Kohlendioxid, eine
organische Säure, ein Säuresalz oder eine anorganische Säure ist.
9. Eine Vorgehensweise nach Anspruch 8, bei der das Puffermittel Ameisensäure ist.
Eine Vorgehensweise der Spaltung einer unterirdischen Bohrlochformation, bei der eine
Spaltflüssigkeit benutzt wird, die nach den Vorgehensweisen eines der Ansprüche 1 bis 9
zubereitet wurde.
10. Eine Vorgehensweise der Spaltung einer unterirdischen Bohrlochformation, bei der
eine Spaltflüssigkeit benutzt wird, die nach den Vorgehensweisen eines der Ansprüche 1 bis
9 zubereitet wurde.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/949,659 US5674817A (en) | 1992-11-19 | 1992-11-19 | Controlling iron in aqueous well fracturing fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| DE69315810D1 DE69315810D1 (de) | 1998-01-29 |
| DE69315810T2 true DE69315810T2 (de) | 1998-04-09 |
Family
ID=25489381
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| DE69315810T Expired - Fee Related DE69315810T2 (de) | 1992-11-19 | 1993-10-13 | Kontrollieren von Eisenniederschlägen in wässrigen Bohrlochfrakturierungsflüssigkeiten |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5674817A (de) |
| EP (1) | EP0599474B1 (de) |
| CN (1) | CN1054178C (de) |
| AU (1) | AU664316B2 (de) |
| DE (1) | DE69315810T2 (de) |
| ES (1) | ES2110065T3 (de) |
| NO (1) | NO302912B1 (de) |
| RU (1) | RU2105868C1 (de) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6060435A (en) * | 1996-10-28 | 2000-05-09 | Beard; Ricky N. | Solubilized and regenerating iron reducing additive |
| US6491824B1 (en) * | 1996-12-05 | 2002-12-10 | Bj Services Company | Method for processing returns from oil and gas wells that have been treated with introduced fluids |
| US6132619A (en) * | 1996-12-05 | 2000-10-17 | Bj Services Company | Resolution of sludge/emulsion formed by acidizing wells |
| US5976416A (en) * | 1997-05-13 | 1999-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibited organic acid compositions and methods |
| US7328744B2 (en) * | 2001-02-23 | 2008-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| CA2263014C (en) * | 1999-02-25 | 2007-04-17 | Bj Services Company, U.S.A. | Compositions and methods of catalyzing the rate of iron reduction during acid treatment of wells |
| US6192987B1 (en) | 1999-04-06 | 2001-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metal corrosion inhibitors, inhibited acid compositions and methods |
| US8119575B2 (en) | 2001-02-23 | 2012-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US6544934B2 (en) * | 2001-02-23 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US20070060482A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US20080227669A1 (en) * | 2007-03-12 | 2008-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods |
| US20080227668A1 (en) * | 2007-03-12 | 2008-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods |
| US7846878B2 (en) | 2007-07-17 | 2010-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducer performance in water containing multivalent ions |
| US7579302B2 (en) * | 2007-07-17 | 2009-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducer performance by complexing multivalent ions in water |
| MX2010007772A (es) * | 2008-01-16 | 2010-09-28 | Mi Llc | Métodos para prevenir o remediar la deposición de xantano. |
| US9574437B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole use |
| US8720569B2 (en) | 2011-12-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iodide stabilizer for viscosified fluid containing iron |
| US8887805B2 (en) | 2012-10-30 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods related to mitigating aluminum and ferric precipitates in subterranean formations after acidizing operations |
| EP3060747B1 (de) | 2013-10-25 | 2021-04-07 | Flex-chem Holding Company LLC | Verfahren zur sanierung von unterirdisch geformten metall-polymer-komplexen mit einem metallischen komplexbildner |
| AU2015247994B2 (en) | 2014-04-14 | 2018-03-29 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Stimulation of wells in nano-darcy shale formations |
| EA202192412A1 (ru) | 2019-03-06 | 2022-02-16 | Индепенденс Ойлфилд Кемикалз Ллк | Подземные пласты |
| US11299972B2 (en) | 2019-10-10 | 2022-04-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS58148964A (ja) * | 1982-02-27 | 1983-09-05 | Jun Okuda | 血清鉄の定量方法 |
| US4537684A (en) * | 1983-12-29 | 1985-08-27 | Union Oil Company Of California | Control of metal-containing scale deposition from high temperature brine |
| US5073270A (en) * | 1984-03-15 | 1991-12-17 | Union Oil Company Of California | Use of reducing agents to control scale deposition from high temperature brine |
| US4633949A (en) * | 1985-02-12 | 1987-01-06 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method of preventing precipitation of ferrous sulfide and sulfur during acidizing |
| US4683954A (en) * | 1986-09-05 | 1987-08-04 | Halliburton Company | Composition and method of stimulating subterranean formations |
| US4888121A (en) * | 1988-04-05 | 1989-12-19 | Halliburton Company | Compositions and method for controlling precipitation when acidizing sour wells |
-
1992
- 1992-11-19 US US07/949,659 patent/US5674817A/en not_active Expired - Lifetime
-
1993
- 1993-10-13 EP EP93308173A patent/EP0599474B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1993-10-13 ES ES93308173T patent/ES2110065T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1993-10-13 DE DE69315810T patent/DE69315810T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1993-10-27 NO NO933867A patent/NO302912B1/no unknown
- 1993-11-16 AU AU50713/93A patent/AU664316B2/en not_active Ceased
- 1993-11-18 RU RU93051355A patent/RU2105868C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1993-11-19 CN CN93114528A patent/CN1054178C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5674817A (en) | 1997-10-07 |
| EP0599474A2 (de) | 1994-06-01 |
| AU664316B2 (en) | 1995-11-09 |
| RU2105868C1 (ru) | 1998-02-27 |
| NO933867L (no) | 1994-05-20 |
| DE69315810D1 (de) | 1998-01-29 |
| CN1054178C (zh) | 2000-07-05 |
| CN1087156A (zh) | 1994-05-25 |
| ES2110065T3 (es) | 1998-02-01 |
| AU5071393A (en) | 1994-06-02 |
| NO933867D0 (no) | 1993-10-27 |
| EP0599474B1 (de) | 1997-12-17 |
| NO302912B1 (no) | 1998-05-04 |
| EP0599474A3 (de) | 1994-11-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE69315810T2 (de) | Kontrollieren von Eisenniederschlägen in wässrigen Bohrlochfrakturierungsflüssigkeiten | |
| DE3871642T2 (de) | Guar-basierte frakturierungsfluessigkeit fuer hohe temperatur. | |
| DE3026186C2 (de) | Flüssige Gelkonzentrate und ihre Verwendung | |
| DE69514402T2 (de) | Verfahren zur Spaltung von Flüssigkeiten mit erhöhter Viskosität in einer Bohrquelle | |
| DE69208447T2 (de) | Verfahren zur Gelierung von Kohlenwasserstoffen und Behandlung von untererdischen Formationen damit | |
| DE3884190T2 (de) | Behandlung von unterirdischen Formationen mit spät reagierenden Quervernetzenden Gelen. | |
| DE69306984T2 (de) | Verfahren zum Zersetzen von Polysacchariden in wässrigen alkalischen Systemen | |
| DE69512726T2 (de) | Hydrocarbon gelen geeignet für formationsfrakturierung | |
| DE69519510T2 (de) | Mit Borat verzögerte, vernetzte Frakturierungsflüssigkeit für erhöhten Temperaturbereich | |
| DE60203872T2 (de) | Abdichtung von unterirdischen Lagerstätten | |
| DE2915455C2 (de) | Verfahren zum Aufbrechen von unterirdischen Formationen mit einem Gel auf Ölbasis | |
| DE69418682T2 (de) | Polysaccharide enthaltende Flüssigkeiten mit verbesserter Hitzebeständigkeit | |
| DE2657443C3 (de) | GeIf örmige wäßrige Zusammensetzung zur Säuerung unterirdischer Formationen | |
| DE2949751A1 (de) | Klare fluessigkeit hoher dichte | |
| DE69425982T2 (de) | Abdichtflüssigkeit zum abdichten einer unterirdischen formation | |
| DE69413040T2 (de) | Chemisch vernetzter Polyvinylalkohol, und Verwendung als Zusätze zur Kontrolle des Flüssigkeitverlusts für Öl-Flüssigkeiten | |
| DE60103197T2 (de) | Zusammensetzungen für Säurebehandlung von Bohrlöchern | |
| DE69106869T2 (de) | Verwendung zusammensetzungen auf gelbasis zur verringerung der wasserproduktion in öl- oder gasproduktionsbohrlöchern. | |
| DE2507013A1 (de) | Verfahren zum ansaeuern von unterirdischen formationen | |
| DE2925748C2 (de) | Verfahren zur Verzögerung der Reaktionsgeschwindigkeit einer Säurebehandlungsflüssigkeit für eine kalkhaltige Formation und Flüssigkeit zur Durchführung des Verfahrens | |
| DE3126489C2 (de) | ||
| DE69812472T2 (de) | Herstellung von aromatischen Aminen und ihr Gebrauch als Metallkorrosionsverhinderer | |
| DE68905767T2 (de) | Polyampholyt-polymere und verfahren zu deren verwendung bei hohen temperaturen. | |
| DE2901222A1 (de) | Gelbildner fuer waessrige loesungen anorganischer saeuren | |
| DE69200786T2 (de) | Metallvernetztes Polymergel und dessen Brechen. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 8364 | No opposition during term of opposition | ||
| 8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |