NL9300341A - Werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormingsvloeistoffen. - Google Patents
Werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormingsvloeistoffen. Download PDFInfo
- Publication number
- NL9300341A NL9300341A NL9300341A NL9300341A NL9300341A NL 9300341 A NL9300341 A NL 9300341A NL 9300341 A NL9300341 A NL 9300341A NL 9300341 A NL9300341 A NL 9300341A NL 9300341 A NL9300341 A NL 9300341A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- water
- salts
- cations
- hard
- mixing water
- Prior art date
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
- Y10S507/922—Fracture fluid
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)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormingsvloeistoffen.
Achtergrond van de uitvinding 1. Gebied van de uitvinding:
De uitvinding heeft betrekking op het stimuleren van onderaardse formaties, die oliebronnen, gasbronnen en dergelijke boorputten omgeven, en op een verbeterde scheurvormingsvloeistof voor toepassing bij het hydraulisch verscheuren van dergelijke formaties.
2. Beschrijving van de bekende techniek:
De stroom olie van een onderaardse formatie naar een boorput hangt af van diverse faktoren zoals de permeabiliteit van de formatie. Vaak is de permeabiliteit van de formatie onvoldoende om de gewenste stroomsnelheid mogelijk te maken van fluïda zoals olie of gas uit de formatie. In dergelijke gevallen kan de formatie worden behandeld voor het verhogen van de permeabiliteit. Hydraulisch verscheuren is één methode van stimulatie, welke de opbrengst van olie en gas uit onderaardse formaties verhoogt.
Bij hydraulisch verscheuren wordt algemeen een vloeistof geïnjecteerd in de te verscheuren formatie via een leiding zoals een pomppijp of verhuizing, aangebracht in een boorput. De vloeistof wordt ingebracht met een snelheid en druk voldoende om een scheur voort te brengen in de formatie en de voortgebrachte scheur zich te laten uitstrekken van de boorput tot in de formatie. De vloeistof kan een stutmiddel omvatten, hetgeen resulteert in het plaatsen van het stutmiddel in de zo voortgebrachte scheur.
Aan het einde van de scheurbehandeling wordt de ingebrachte vloeistof teruggehaald uit de formatie, terwijl het stutmiddel achter wordt gelaten om het volledig sluiten van de voortgebrachte scheur te voorkomen, waardoor zich een geleidend kanaal vormt, dat zich uitstrekt van de boorput tot in de formatie.
Bij het transporteren van het stutmiddel (gewoonlijk zand) van het oppervlak omlaag door de boorput en in de verscheurde formatie, is het nodig om te zorgen voor een "stabiele" scheurvormingsvloeistof. Een stabiele scheur-vormingsvloeistof is een vloeistof, die goede stutmiddel-transportmogelijkheden geeft en die geen aanzienlijk verlies aan viscositeit vertoont bij toevoeging van warmte-energie of schuifwerking, terwijl de vloeistof tevens moet zorgen voor een aanvaardbare scheurgeometrie gedurende de scheur-vormingsbehandeling.
Gewoonlijk gebruikte scheurvormingsvloeistoffen bestaan uit ongeveer 99 gew. % kaliumchlorideoplossing, waarbij de overige 1 % een in water oplosbaar polymeer, een buffersysteem en een complexvormer is. Gebruikelijke complexvormers, gebruikt in de industrie, zijn boraten en de overgangsmetaal-oxy-complexen zoals zirconaten en titanaten.
Hoewel dergelijke verknopingsmiddelen of complexvormers vrij weinig problemen bieden in zoet water, doen zich stabiliteitsproblemen voor, wanneer zeewater, pekel of "hard" water als mengwater wordt gebruikt, waarbij een lagere dan de gewenste gelviscositeiten wordt verkregen.
Theoretisch wordt aangenomen, dat deze stabiliteitsproblemen het gevolg zijn van de aanwezigheid van multivalente . +2 +2 katxonen, zoals Ca en Mg , welke concurreren met het m water oplosbare polymeer voor de complexvormer, waardoor een inefficiënte complexvorming en zodoende een slechte viscositeitsverrijking wordt voortgebracht.
Een eerdere poging om het bovengenoemde probleem op te lossen hield in het neerslaan van de multivalente kationen in het mengwater in de vorm van metaalcarbonaten. Hoewel deze procedure de stabiliteit van de vloeistof verhoogt, was zij minder gewenst omdat de geprecipiteerde carbonaten de tendens vertonen om de formatie te beschadigen en, op zijn minst, een zuurbehandeling vereisen voor het restimuleren van de produktie.
Er bestaat een behoefte naar een werkwijze voor het stimuleren van een onderaardse bron onder gebruikmaking van een op water gebaseerde scheurvormingsvloeistof, die gecomplexeerd of verknoopt wordt met algemeen verkrijgbare middelen en welke niet wordt beïnvloed door het gebruik van "hard" mengwater zoals zeewater.
Er bestaat tevens een behoefte voor een werkwijze, welke de kosten van de scheurvormingsbehandeling niet in sterke mate verhoogt. Er bestaat tevens een behoefte naar een werkwijze, welke een stabiele scheurvormingsvloeistof geeft met adequate stutmiddeltransportmogelijkheden en viscositeit, teneinde adequate gescheurde geometrieën te geven over een breed temperatuurtraject.
Samenvatting van de uitvinding
De onderhavige werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormings-vloeistoffen omvat de stappen van het eerst formuleren van een basisscheurvormingsvloeistof uit een hard mengwater, dat multivalente kationen bevat, een in water oplosbaar polymeer en een verknopingsmiddel voor het in water oplosbare polymeer. Een gelstabiliserende hoeveelheid van een water-verzachter wordt toegevoegd aan de basis-scheurvormings-vloeistof, of aan het mengwater, waarbij de waterverzachter werkzaam is voor het tegengaan van het vermogen van de bivalente kationen, aanwezig in het harde mengwater, om te concurreren met het in water oplosbare polymeer voor het verknopingsmiddel.
+2
Het harde mengwater is kenmerkend zeewater, dat Ca en +2
Mg kationen bevat. Het voorkeursverknopingsmiddel is een bron van boraationen. Het in water oplosbare polymeer is bij voorkeur een hydrateerbaar polymeer, gekozen uit de groep, bestaande uit guars en guarderivaten, sint-jansbroodgom, karayagom, xanthaangom, polyvinylalcohol en mengsels daarvan. De waterverzachter is bij voorkeur gekozen uit de groep, bestaande uit anorganische polyfosfaten, amino-polycarbonzuren zoals ethyleendiaminetetra-azijnzuurzouten van polycarbonzuren zoals citroenzuur, oxaalzuur en melkzuur, polyacrylaten, en gepolyfosfoneerde chelerings-zouten van middelen zoals diethyleentriaminepenta-(methyleenfosfonzuur), zouten van nitrilotrimethyleen-fosfonzuur, zouten van ethyleendiaminehydroxydifosfonzuur, en zouten van methyleendiaminetetramethyleenfosfonzuur.
Verdere doeleinden, aspecten en voordelen zullen worden verduidelijkt in de volgende beschrijving.
Gedetailleerde beschrijving van de uitvinding
De waterbasis-scheurvormingsvloeistoffen van de uitvinding omvatten een basisvloeistof, welke kenmerkend zoet water of zout water is, een hydrateerbaar polymeer en een complexvormer of verknopingsmiddel. Deze vloeistoffen omvatten verder kenmerkend een buffer voor het instellen van de pH van de basisvloeistof, teneinde de mate van het vervolgens verknopen te regelen. De uitvinding betreft de ontdekking, dat door "verzachten" of voorkomen, dat de bivalente kationen in een hard mengwater, zoals die in zeewater, complexvorming van het polymeer verhinderen, de verbeterde vloeistofstabiliteit kan worden verkregen over een breed temperatuurgebied van van ongeveer 26,66eC tot ten minste ongeveer 176,66eC. Er kunnen verschillende methoden worden gebruikt om het mengwater te "verzachten". Deze methoden omvatten ionenwisseling, precipitatie, en toevoeging van chelerings- of sequesteringsmiddelen. De voordelen van het gebruiken van chelerings- en sequesteringsmiddelen in boraat-gecomplexeerde vloeistoffen zijn de volgende: de middelen zorgen voor extra buffer-capaciteit, de middelen zorgen voor tegengaan van verkalking in de stutmiddelpakking, formatie en de pijp.
Om de werkwijze volgens de uitvinding toe te passen, xfordt eerst een op water gebaseerde scheurvormingsvloeistof bereid door een hydrateerbaar polymeer in een basisvloeistof te mengen. Elke geschikte menginrichting kan worden gebruikt voor deze procedure. Hoewel de uitvinding toepassing vindt op die omstandigheden, waarbij een bron van hard drinkwater wordt gebruikt, vindt zij in het bijzonder toepassing op die omstandigheden, waarbij het mengwater een zeewater of zout water is, zoals in offshore-lokaties. Dergelijke mengwaters bevatten daarin bivalente kationen zoals Ca en Mg , die kunnen concurreren met het hydrateerbare polymeer voor de complexvormer, waardoor een inefficiënte complexvorming wordt voortgebracht.
De hydrateerbare polymeren, bruikbaar voor toepassing van de uitvinding, kunnen elke zijn van de hydrateerbare polysacchariden of hydrateerbare kunststofpolymeren, bekend aan de mensen in de industrie op het gebied van boorput-verzorging, in staat om te geleren in aanwezigheid van boraationen voor het vormen van een semivaste gel.
Geschikte hydrateerbare polysacchariden zijn bijvoorbeeld de galactomannangommen, glucomannangommen, guars, gederivatiseerde guars en cellulosederivaten. Specifieke voorbeelden zijn guargom, guargomderivaten, sint-jansbroodgom, karayagom. De voorkeursgeleringsmiddelen zijn guargom, hydroxylpropylguar, en carboxymethylhydroxyl-propylguar. Een geschikt synthetisch polymeer is polyvinyl-alcohol. De hydrateerbare polymeren met de meeste voorkeur voor de onderhavige uitvinding zijn guargom en hydroxylpropylguar .
Het hydrateerbare polymeer wordt toegevoegd aan de waterbasisvloeistof in concentraties, lopende van ongeveer 0,10 tot 5,0 gew. % van de watervloeistof. Het meest de voorkeur hebbende traject voor de onderhavige uitvinding is ongeveer 0,24 tot 0,72 gew. %.
Hoewel verschillende verknopingssystemen kunnen worden gebruikt bij de uitvinding, gebruikt het voorkeurs-verknopingssysteem boraationen. De boraationenbron Omvat boorzuur, natriumboraathydraat, calciumboraatzouten, en de boraat, glyoxalcomplexvormer, beschreven in de Amerikaanse octrooiaanvrage Serial No. 07/465 903 (Jeffrey C. Dawson), ingediend 16 januari 1990, getiteld: "Method and Composition for Delaying the Gellation of Borated Galactomannans", waarvan de inhoud hier is opgenomen door verwijzing.
—4
De concentratie van boraation loopt van 7,5 x ίο M tot 3 x 10 ^ M. Bij voorkeur van 1 x 10 ** tot 7 x 10 ^ M.
Stutmiddelen worden kenmerkend toegevoegd aan de basisvloeistof voorafgaande aan de toevoeging van de complexvormer. Stutmiddelen omvatten bijvoorbeeld kwartszandkorrels, glas- en keramische knikkers, walnoot-schaalfragmenten, aluminiumpilletjes, nylonpilletjes, en dergelijke. De stutmiddelen worden normaliter gebruikt in concentraties tussen ongeveer 1 tot 8 pounds per gallon scheurvormingsvloeistofsamenstelling, maar hogere of lagere concentraties kunnen desgewenst ook worden genomen.
De basisvloeistof kan tevens andere gebruikelijke toeslagstoffen bevatten, bekend aan de boorputoppervlakkenindustrie , zoals surfactanten, corrosieremmers, buffers, en dergelijke.
In toevoeging aan het mengwater, hydrateerbaar polymeer en complexvormer kunnen de scheurvormings-vloeistoffen van de onderhavige uitvinding tevens een gelstabiliserende hoeveelheid gebruiken van een water-verzachter voor het "harde” mengwater. Voor de doeleinden van deze uitvinding wordt onder een "hard" mengwater verstaan een mengwater met in overmaat van ongeveer 1000 dpm totaal opgeloste vaste stoffen in termen van caC03 equivalenten. De gebruikelijke veldomstandigheden, die men tegenkomt, omvatten "hard" mengwater met meer dan ongeveer 3000 dpm totaal opgeloste vaste stoffen, bijvoorbeeld 3000 tot 7000 dpm. Onder een "gel-stabiliserende hoeveelheid" waterverzachter wordt verstaan die hoeveelheid gel-stabilisator, nodig om de vrije, niet gecomplexeerde multi-valente ionen te brengen tot concentraties van minder dan ongeveer 3000 dpm, in sommige gevallen zo laag als 1000 dpm CaC03 equivalenten en lager.
De de voorkeur bezittende waterverzachters werken als chelerings- of sequesteringsmiddelen, en zijn gekozen uit de groep, bestaande uit zouten van anorganische polyfosfaten, aminopolycarbonzuren zoals ethyleendiaminetetra-azijnzuur, polyacrylaten, zouten van kenmerkende fosfonaatverkalkings-remmers, zoals diethyleentriaminepenta(methyleenfosfon-zuur), zouten van nitrilotrimethyleenfosfonzuur, ethyleendiaminetetramethyleenfosfonzuur en ethyleen-diaminehydroxydifosfonzuur. Een in het bijzonder de voorkeur bezittende waterverzachter is het natriumzout van di ethyleentriaminepenta(methyleenfosfonzuur).
Een kenmerkende scheurvormingsbehandeling kan worden uitgevoerd door een op 0,24 tot 0,72 % galactomannan gebaseerd polymeer, zoals een guar, in een 2 %'s (gewicht/ volume) KC1 oplossing bij een pH, lopende van ongeveer 5,0 tot 8,5. Het mengwater kan een "hard" mengwater zijn, dat is verzacht tot onder ongeveer 3000 dpm in totale hardheid, berekend als CaCC>3, door de toevoeging van een chelerings-of sequesteringsmiddel, zoals in het voorgaande beschreven. Gedurende het daadwerkelijke pompen wordt een buffer toegevoegd voor het verhogen van de pH van het gehydrateerde polymeer tot boven 8,0, gevolgd door de toevoeging van de boraatcomplexvormer en kenmerkend een breker en stutmiddel.
De volgende niet beperkende voorbeelden lichten het voordeel toe van het gebruiken van een waterverzachter bij een boraat-gecomplexeerde scheurvormingsvloeistof op waterbasis.
Voorbeeld I:
Een vloeistof werd bereid met 480 g guargom in 1000 ml zeewater, afkomstig van de Noordzee. Het water had een totale hardheid, berekend als CaC03 van 6412 dpm (zie water-samenstelling in tabel A). Er werden 12,0 ml van 1,27 M NaOH gebruikt om de pH van de oplossing te brengen op 11,38. Vervolgens werd 0,76 g natriumboraatdecahydraat toegevoegd, en er vormde zich instantaan een visceuze gel, die hoge schuifkracht vereiste om te zorgen voor homogeniteit. De viscositeit werd gemeten met een Fann 50C viscosimeter, uitgerust met R1B1 rotor/bob. De gel werd verhit tot 225°F in een vooringesteld bad en gebracht op een druk van 110 psi. Bij 75°F werd een initiële snelheidsstreek, gebruikmakende van 170, 102, 85, en 42 sec”^ uitgevoerd en elke 30 min. herhaald onder verhitten. De interimsnelheid tussen — 1 streken bedroeg 102 sec . De proef duurde voort gedurende 137 min. De vermogenswetindices n' en K werden bepaald uit de grafiek van log spanning versus log snelheid, zoals beschreven in het API's RP-39 Manual. De schijnbare viscositeiten werden dan berekend bij verschillende snelheden onder gebruikmaking van deze vermogenswetindices.
Voorbeeld II:
Resultaten van verdere experimenten zijn getoond in tabel B. De proef werd uitgevoerd om het effekt waar te nemen van waterverzachting op gelviscositeit. Er werd het natriumzout van diethyleentriaminepenta-(methyleenfosfonzuur ) (DETAPM PA) gebruikt om de kationen in zeewater te cheleren, teneinde het zeewater te verzachten, hetgeen de stabiliteit van de vloeistof verhoogde.
Voorbeeld III:
De proef en de vloeistofsamenstelling van dit voorbeeld waren identiek aan die in de voorbeelden I en II, uitgezonderd, dat de testtemperatuur werd verlaagd tot 82,2eC en het natriumboraat werd vervangen door 1,090 g boorzuur. De resultaten van dit experiment zijn getoond in de tabellen C en D.
Voorbeeld IV:
De test en de vloeistofsamenstelling waren identiek aan die in de voorbeelden I en II, uitgezonderd, dat de testtemperatuur 82,2'C bedroeg en de totale hardheid van het zeewater lager was (4784 dpm). Het zeewater was Beaufort zeewater en de samenstelling ervan is getoond in tabel E. De totale hardheid, berekend als caco3, is 4784 dpm, hetgeen een lagere concentratie van DETAPM PA vroeg. De resultaten van dit experiment zijn getoond in de tabellen E en F.
Voorbeeld V:
Bij dit experiment was het waterverzachtigingsmiddel, dat gebruikt werd, het tetranatriumzouthydraat van ethyleen-diaminetetra-azijn2uur, en de testtemperatuur was 107,2*C.
Al de overige testoondities waren identiek aan die in de voorbeelden I en II. De resultaten van dit experiment zijn getoond in tabellen G en H.
- tabellen -
TABEL A
MET BORAAT VERKNOOPT GUARGOM Zeewateranalyse: - Hard water: totale hardheid als CaC03: 6412 dpm Water bevatte: + 9911 dpm natriumion + 311 dpm calciumion + 1368 dpm magnesiumion + 1408 dpm kaliumion + 19417 dpm chlorideion + 2233 dpm sulfaation + 166 dpm carbonaation
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom
- 12,0 ml van 1,27 M NaOH
- 0,706 g natriumboraatdecahydraat —1 —i _·}
Tijd Temp. η7 K7 170 sec 100 sec 40 sec
Min. °F (lbf-sec11 /ft^) 18 225 1,088 ,0003 23 22 20 48 229 2,745 ,0000 000 78 229 1,409 ,0000 14 11 8 198 229 1,721 ,0000 15 10 5 138 229 1,151 ,0000 14 13 12
TABEL B
MET BORAAT-VERKNOOPT GUARGOM
Additieven - Hard water: Totale hardheid als CaCC>3: 6412 dpm Water bevatte:
+ Het2elfde als in tabel A
De vloeistofsaemnstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom - 12,0 ml 1,0 M diethyleentriaminepenta(methyleen-
fosfonzuur)natriumzout - 12,0 ml van 1,27 M NaOH
- 0,76 g natriumboraatdecahydraat.
-1 -1 -1
Tijd Temp. n' K' 170 sec 100 sec 40 sec
Min. °F (lbf-sec11 /ft2) 17 226 ,7450 ,0323 418 479 605 47 222 1,1690 ,0044 411 467 400 77 223 1,4444 ,0009 452 357 238 107 224 1,5520 ,0005 410 306 184 137 224 1,4810 ,0006 360 279 179
TABEL C
MET BORAAT VERKNOOPT GUARGOM
Additieven: - Hard water: totale hardheid als CaCC^: 6418 dpm Water bevatte: + Hetzelfde als tabel 1
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom
- 12,0 ml van 1,27 M NaOH
- 1,290 g boorzuur — 1 — 1 1
Tijd Temp. n' K/ 170 sec 100 sec 40 sec
Min. ‘F (lbf-secn//ft2) 17 181 ,641 ,0057 43 53 73 47 184 ,476 ,0058 19 25 40 77 185 1,338 ,0000 23 19 14 107 185 1,355 ,0000 22 18 13 137 185 ,730 ,0016 20 23 30 167 185 ,690 ,0025 24 29 38 197 185 ,715 ,0019 22 26 33
TABEL D
MET BORAAT VERKNOOPT GÜARGOM
Additieven: - Hard water: totale hardheid als CaC03: 6418 dpm Water bevatte: + Hetzelfde als tabel 1
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom - 12,0 ml van 1,0 M diethyleentriaminepenta(methyleen- fosfonzuur) natriumzout
- 12,0 liter van 1,27 M NaOH
- 1,090 boorzuur
Tijd Temp. n' K' 170 sec"1 100 sec"1 40 sec"1
Min. °F (lbf-secn'/ft2) 17 176 ,3650 ,2801 514 720 1289 47 179 ,3840 ,2324 470 652 1147 77 179 ,3900 ,2171 453 627 1096 107 180 ,2970 ,3013 390 567 1079 137 180 ,3540 ,2112 366 516 933 167 181 ,3480 ,2226 375 529 962 197 181 ,3330 ,2478 386 550 1013
TABEL E
MET BORAAT VERKNOOPT GUARGOM
Additieven: - Hard water: totale hardheid als CaC03: 4736 dpm Water bevatte: + 8080 dpm natrium + 313 dpm calcium + 972 dpm magnesium + 312 dpm kalium + 1 dpm ijzer + 15024 dpm chloride + 1463 dpm carbonaat + 131 bicarbonaat
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom
- 12,0 ml van 1,27 M NaOH
- 0,706 g natriumboraatdecahydraat —1 —1 —1
Tijd Temp. n' K' 170 sec 100 sec 40 sec
Min. 0 F (lbf-sec11 /ft2) 18 182 ,769 ,0144 212 239 296 48 184 2,017 ,0000 135 79 31 78 184 1,622 ,0001 128 92 52 108 183 1,591 ,0001 145 106 62 138 183 1,510 ,0002 151 115 72 168 183 1,408 ,0003 139 112 77 198 184 1,485 ,0002 139 108 69
TABEL F
MET BORAAT VERKNOOPT GUARGOM
Additieven: - Hard water: totale hardheid als CaCC^: 4736 dpm Water bevatte:
+ Hetzelfde als tabel E
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom - 7,0 ml van 1,0 M diethyleentriaminepenta(methyleen- fosfonzuur) natriumzout
- 12,0 liter van 1,27 M NaOH
- 0,706 g natriumboraatdecahydraat —1 —1 —1
Tijd Temp. n' K' 170 sec 100 sec 40 sec
Min. °F (lbf-secn'/ft2) 17 182 ,3790 ,1813 358 497 879 47 181 ,3960 ,1838 396 545 948 77 181 ,3870 ,2342 481 667 1169 107 182 ,4170 ,1932 463 631 1077 137 182 ,4340 ,1797 470 635 1067 167 182 ,4390 ,1723 463 623 1041 197 182 ,4570 ,1567 461 615 1012
TABEL G
MET BORAAT VERKNOOPT GUARGOM
Additieven: - Hard water; totale hardheid als CaC03: 4736 dpm + Oplossing bevatte:
Hetzelfde als tabel E
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom
- 12,0 liter van 1,27 M NaOH
- 0,706 g natriumboraatdecahydraat -I -1 -1
Ti^d Temp. n' K' 170 sec lOO sec 40 sec
Min. °F (lbf-secn /ft2) 18 225 2,174 ,0000 29 16 5 48 226 1,362 ,0001 32 27 19 78 229 1,149 ,0000 6 5 5 108 226 1,502 ,0000 6 53 130 226 1,897 ,0000 11 7 3 168 226 ,239 ,0006 6 10 19 198 224 1,427 ,0000 12 10 6 TABEL Η
MET BORAAT VERKNOOPT GUARGOM
Additieven: - Hard water: totale hardheid als CaC03: 4784 dpm + Water bevatte;
Hetzelfde als tabel E
De vloeistofsamenstelling: per 1,0 liter hard water - 4,80 g guargom - 10,0 ml van 1,0 M tetranatriumzoutdihydraat van ethyleendiaminetetra-azijnzuur
- 12,0 liter van 1,27 M NaOH
- 0,706 g natriumboraatdecahydraat . -1 -1 -1
Tijd Temp. n' K' 170 sec 100 sec 40 sec
Min. °F (lbf-secn'/ft2) 17 226 ,5050 ,0656 247 322 506 47 223 ,7530 ,0179 241 275 345 77 223 1,0360 ,0043 251 247 239 107 224 1,1380 ,0026 261 243 214 137 226 1,4700 ,0004 267 208 135 167 226 1,5890 ,0002 282 207 120 197 219 1,3960 ,0008 318 258 180
In het bovenstaande werd een uitvinding verschaft met diverse voordelen. Door het mengwater te-verzachten of te voorkomen dat de multivalente kationen in het mengwater complexvorming van het waterbasispolymeer belemmeren, is de stabiliteit van de waterbasis-scheurvormingsvloeistof in sterke mate verbeterd. De resulterende vloeistof vertoont goede stutmiddeltransportcapaciteiten, verliest geen aanzienlijke viscositeit bij toevoeging van warmte-energie of schuifkrachten, en geeft tijdens de verscheurings-behandeling een goede scheurgeometrie.
Hoewel de uitvinding getoond is in slechts twee van haar vormen, is zij daardoor niet beperkt, maar is ontvankelijk voor diverse veranderingen en modificaties zonder te treden buiten het kader daarvan.
Claims (12)
1. Werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormingsvloeistoffen van het type, gebruikt voor het vormen van scheuren aan olie- en gasboorputten, welke werkwijze omvat de stappen van: het formuleren van een basisscheurvormingsvloeistof uit een hard mengwater, dat multivalente kationen bevat, een in water oplosbaar polymeer en een op boraat gebaseerd verknopingsmiddel voor het in water oplosbare polymeer? het incorporeren in een geselecteerde van het harde mengwater en de basisscheurvormingsvloeistof van een gel-stabiliserende hoeveelheid van een waterverzachter, die werkzaam is voor het verhinderen van de mogelijkheid van de multivalente kationen aanwezig in het harde mengwater om te concurreren met het in water oplosbare polymeer voor het verknopingsmiddel.
2. Werkwijze volgens conclusie l,met het k e n- +2 merk, dat het harde mengwater zeewater is, dat Ca kationen bevat.
3. Werkwijze volgens conclusie i,met het k e n- +2 merk, dat het harde mengwater zeewater xs, dat Mg kationen bevat.
4. Werkwijze volgens conclusie 3,met het kenmerk, dat het in water oplosbare polymeer gekozen is uit de groep bestaande uit guargom, guargomderivaten, sint-jansbroodgom, karayagom, polyvinylalcohol, en mengsels daarvan.
5. Werkwijze volgens conclusie 4,met het kenmerk, dat de waterverzachter gekozen is uit de groep, bestaande uit anorganische polyfosfaten, zouten van amino-polycarbonzuren, polyacrylaten en zouten van fosfonaat-verkalkingsonderdrukkers.
6. Werkwijze volgens conclusie 5,met het ken- merk, dat de zouten van fosfonaatverkalkingsonderdrukkers gekozen zijn uit de groep, bestaande uit zouten van diethy-leentriaminepenta(methyleenfosfonzuur), zouten van nitrilo-triraethyleenfosfonzuur, zouten van ethyleendiaminehydroxy-difosfonzuur, en zouten van ethyleendiaminetetramethyleen-fosfonzuur.
7. Werkwijze voor het verscheuren van een onderaardse formatie, gekenmerkt door de volgende stappen: het met elkaar mengen van een basisscheurvormings-vloeistof uit een hard mengwater, dat bivalente kationen bevat, een hydrateerbaar polymeer, in staat om te geleren in aanwezigheid van boraationen, waardoor een basisvloeistof wordt gevormd; het in staat stellen van het polymeer om te hydrateren voor het vormen van een gehydrateerde basisvloeistof; het vormen van een complexvormeroplossing voor de basisvloeistof, welke omvat een verknopend additief, in staat om boraationen in oplossing te leveren; het toevoegen van de complexvormeroplossing aan de basisvloeistof voor het verknopen van de vloeistof; en waarbij een geselecteerde van het harde mengwater en de basisscheurvormingsvloeistof daarin een gelstabiliserende hoeveelheid geïncorporeerd heeft van een waterverzachter, effectief voor het verhinderen van de mogelijkheid van de bivalente kationen, aanwezig in het harde mengwater, om te concurreren met het in water oplosbare polymeer voor het verknopingsmiddel.
8. Werkwijze volgens conclusie 7,met het ken- «L 2 merk, dat het harde mengwater zeewater is, dat Ca kationen bevat.
9. Werkwijze volgens conclusie 7,met het ken- . +2 merk, dat het harde mengwater zeewater is, dat Mg kationen bevat.
10. Werkwijze volgens conclusie 7,met het kenmerk, dat het in water oplosbare polymeer gekozen is uit de groep, bestaande uit guargom, guargomderivaten, sint-jansbroodgom, karayagom, polyvinylalcohol, en mengsels daarvan.
11. Werkwijze volgens conclusie 7,met het kenmerk, dat de waterverzachter gekozen is uit de groep, bestaande uit anorganische polyfosfaat2outen, zouten van aminopolycarbon2uren, polyacrylaten en zouten van diethyleentriaminepenta(methyleenfosfonzuur), zouten van nitrilotrimethyleenfosfonzuur, zouten van ethyleendiamine-hydroxydifosfonzuur, en zouten van ethyleendiaminetetra-methyleenfosfonzuur.
12. Werkwijze volgens conclusie 5,met het kenmerk, dat de zouten van de fosfonaatverkalkings-onderdrukkers gekozen zijn uit de groep, bestaande uit zouten van ethyleendiaminetetramethyleenfosfonzuur, en zouten van ethylideenhydroxydifosfonzuur.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US84668892 | 1992-03-04 | ||
| US07/846,688 US5226481A (en) | 1992-03-04 | 1992-03-04 | Method for increasing the stability of water-based fracturing fluids |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL9300341A true NL9300341A (nl) | 1993-10-01 |
Family
ID=25298654
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL9300341A NL9300341A (nl) | 1992-03-04 | 1993-02-24 | Werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormingsvloeistoffen. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5226481A (nl) |
| GB (1) | GB2264738B (nl) |
| NL (1) | NL9300341A (nl) |
| NO (1) | NO303404B1 (nl) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5445223A (en) * | 1994-03-15 | 1995-08-29 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
| US5460226A (en) * | 1994-05-18 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Formation fracturing |
| WO1998052993A1 (fr) * | 1997-05-19 | 1998-11-26 | Shenzhen House Safety Investment Co., Ltd. | Matiere polymere contenant du bore presentant une structure fonctionnelle de protection et sa preparation |
| US5908073A (en) * | 1997-06-26 | 1999-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing well fracture proppant flow-back |
| DE19729272C2 (de) * | 1997-07-09 | 2002-01-10 | Celanese Ventures Gmbh | Thermoplastische Mischung auf Stärkebasis zur Herstellung von biologisch abbaubaren Formkörpern mit verbesserten Eigenschaften, vorzugsweise verbesserten mechanischen Eigenschaften, Verfahren zur Herstellung der Mischung sowie Verwendung |
| US6242390B1 (en) * | 1998-07-31 | 2001-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Cleanup additive |
| AU782936B2 (en) | 2000-10-16 | 2005-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Borate crosslinked fracturing fluid viscosity reduction breaker mechanism and products |
| AR031469A1 (es) * | 2000-11-20 | 2003-09-24 | Intevep Sa | Emulsion de aceite en agua como fluido de fracturamiento y metodo de preparacion y aplicacion |
| US7013974B2 (en) * | 2003-09-23 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones using gelled aqueous treating fluids containing environmentally benign sequestering agents |
| US8895480B2 (en) * | 2004-06-04 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using guar-based well treating fluid |
| US7231976B2 (en) * | 2004-11-10 | 2007-06-19 | Bj Services Company | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
| US7392844B2 (en) | 2004-11-10 | 2008-07-01 | Bj Services Company | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
| US20070270316A1 (en) * | 2006-05-18 | 2007-11-22 | Bj Services Company | Aqueous alcohol well treatment fluid and method of using the same |
| DK2100002T3 (da) * | 2006-11-30 | 2012-05-29 | Rhodia | Metoder og systemer til pressebehandling af aflejringer |
| US8439115B2 (en) * | 2007-04-20 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of chemical diversion of scale inhibitors |
| US20100144944A1 (en) * | 2008-12-05 | 2010-06-10 | Package Pavement Co., Inc. | joint filling composition |
| US20100204069A1 (en) * | 2009-02-10 | 2010-08-12 | Hoang Van Le | METHOD OF STIMULATING SUBTERRANEAN FORMATION USING LOW pH FLUID |
| US20110028354A1 (en) * | 2009-02-10 | 2011-02-03 | Hoang Van Le | Method of Stimulating Subterranean Formation Using Low pH Fluid Containing a Glycinate Salt |
| US8030250B2 (en) * | 2009-07-17 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating subterranean formations with carboxylated guar derivatives |
| US8932998B2 (en) * | 2009-10-05 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Methods for crosslinking water soluble polymers for use in well applications |
| US8371383B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid |
| US9194223B2 (en) | 2009-12-18 | 2015-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid |
| US8636066B2 (en) * | 2010-03-12 | 2014-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing productivity of a formation with unhydrated borated galactomannan gum |
| US9920609B2 (en) | 2010-03-12 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum |
| US10989011B2 (en) | 2010-03-12 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well intervention method using a chemical barrier |
| US9410072B2 (en) | 2011-06-29 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Cement retarder and method of using the same |
| CN102304356B (zh) * | 2011-07-06 | 2014-08-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种利用环保型多效增稠剂配制环保型水基压裂液的方法 |
| US8978762B2 (en) | 2011-07-28 | 2015-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid |
| US20130306321A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Camille LANCTOT-DOWNS | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing |
| US20150284624A1 (en) * | 2014-04-02 | 2015-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of stabilizing viscosifying polymers in well treatment fluid |
| NZ733169A (en) * | 2014-12-15 | 2018-05-25 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| CA2994540A1 (en) | 2015-08-03 | 2017-02-09 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| MX2018003486A (es) * | 2015-10-02 | 2018-09-06 | Halliburton Energy Services Inc | Uso de silicatos de metales alcalinos durante la formulacion de fluidos de perforacion. |
| 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 |
| US10550315B2 (en) | 2016-07-15 | 2020-02-04 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| US10703676B2 (en) | 2016-10-13 | 2020-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrating swellable clays |
| CN112794501B (zh) * | 2020-12-29 | 2022-05-03 | 西北大学 | 一种去除压裂返排液中硼离子的方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3215634A (en) * | 1962-10-16 | 1965-11-02 | Jersey Prod Res Co | Method for stabilizing viscous liquids |
| US4986356A (en) * | 1988-02-05 | 1991-01-22 | Eniricherche S.P.A. | Method of removing polymer gels from a petroleum reservoir |
| US5082579A (en) * | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
| US5224543A (en) * | 1991-08-30 | 1993-07-06 | Union Oil Company Of California | Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3000442A (en) * | 1957-06-06 | 1961-09-19 | United Chemical Corp Of New Me | Fracture treatment of earth formations |
| US3146200A (en) * | 1960-08-11 | 1964-08-25 | Stein Hall & Co Inc | Stabilized galactomannan gum solutions and process |
| US4024073A (en) * | 1972-01-08 | 1977-05-17 | Toray Industries, Inc. | Hydrogel and production thereof |
| US3974077A (en) * | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
| US4459214A (en) * | 1981-12-14 | 1984-07-10 | Nl Industries, Inc. | Viscous heavy brines |
| FR2538027B1 (fr) * | 1982-12-21 | 1986-01-31 | Dowell Schlumberger Etu Fabr | Compositions ameliorees de systemes polymeres, et leurs utilisations notamment pour la fracturation hydraulique |
| US4568481A (en) * | 1984-02-16 | 1986-02-04 | Celanese Corporation | Extension of gelation time of crosslinked polygalactomannans |
| JPS61275374A (ja) * | 1985-05-31 | 1986-12-05 | Nitto Chem Ind Co Ltd | フラクチヤリング流体の安定化法 |
| US4619776A (en) * | 1985-07-02 | 1986-10-28 | Texas United Chemical Corp. | Crosslinked fracturing fluids |
| US4679631A (en) * | 1986-07-03 | 1987-07-14 | Halliburton Company | Composition and method of stimulating subterranean formations |
| US4683954A (en) * | 1986-09-05 | 1987-08-04 | Halliburton Company | Composition and method of stimulating subterranean formations |
| US4752404A (en) * | 1987-03-04 | 1988-06-21 | Phillips Petroleum Company | Blends of water soluble polymers |
| US4928766A (en) * | 1989-02-16 | 1990-05-29 | Mobil Oil Corporation | Stabilizing agent for profile control gels and polymeric gels of improved stability |
| US4968442A (en) * | 1989-03-30 | 1990-11-06 | Marathon Oil Company | Gel composition and method of treatment |
-
1992
- 1992-03-04 US US07/846,688 patent/US5226481A/en not_active Expired - Lifetime
-
1993
- 1993-02-18 NO NO930573A patent/NO303404B1/no unknown
- 1993-02-24 NL NL9300341A patent/NL9300341A/nl not_active Application Discontinuation
- 1993-03-01 GB GB9304124A patent/GB2264738B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3215634A (en) * | 1962-10-16 | 1965-11-02 | Jersey Prod Res Co | Method for stabilizing viscous liquids |
| US4986356A (en) * | 1988-02-05 | 1991-01-22 | Eniricherche S.P.A. | Method of removing polymer gels from a petroleum reservoir |
| US5082579A (en) * | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
| US5224543A (en) * | 1991-08-30 | 1993-07-06 | Union Oil Company Of California | Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5226481A (en) | 1993-07-13 |
| GB2264738B (en) | 1996-02-14 |
| NO303404B1 (no) | 1998-07-06 |
| NO930573L (no) | 1993-09-06 |
| GB9304124D0 (en) | 1993-04-14 |
| GB2264738A (en) | 1993-09-08 |
| NO930573D0 (no) | 1993-02-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NL9300341A (nl) | Werkwijze voor het verhogen van de stabiliteit van op water gebaseerde scheurvormingsvloeistoffen. | |
| US11578256B2 (en) | Formulations and methods | |
| US6310008B1 (en) | Cross-linked well treating fluids | |
| CA2065575C (en) | Method and composition for improving the high temperature gel stability of borated galactomannans | |
| EP0170893B1 (en) | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process | |
| US5950731A (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| US7718582B2 (en) | Method for treating subterranean formation with enhanced viscosity foam | |
| CA2234199C (en) | Borate cross-linked well treating fluids and methods | |
| CA2913628C (en) | Concentrated borate crosslinking solutions for use in hydraulic fracturing operations | |
| US11111429B2 (en) | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids | |
| EP1460121B1 (en) | Well treating fluids | |
| EP0595559A1 (en) | Method of fracturing subterranean formation | |
| US11390797B2 (en) | Compositions to improve, optimize, or maximize proppant suspension and methods of making and using same | |
| EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
| US20180237687A1 (en) | Boron-containing oil well fracturing fluid | |
| EP0594363A1 (en) | Borate crosslinked fracturing fluids | |
| WO2013081805A1 (en) | BREAKING DIUTAN WITH OXALIC ACID AT 180 °F to 220 °F | |
| EP2100002B1 (en) | Scale squeeze treatment methods and systems | |
| US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| US20200224083A1 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| EP0225873B1 (en) | Crosslinked fracturing fluids | |
| Yamak | A Laboratory Study on the Use of Seawater in Crosslinked-Gels Used In Hydraulic Fracturing | |
| US20130048292A1 (en) | Method of using fracturing fluids containing carboxyalkyl tamarind | |
| US20220145169A1 (en) | Subterranean formations | |
| Elsarawy | Laboratory Study on the Use of Produced Water in Crosslinked-Gel-Based Hydraulic Fracturing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| BB | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| BV | The patent application has lapsed |