NO143430B - Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer - Google Patents
Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer Download PDFInfo
- Publication number
- NO143430B NO143430B NO741340A NO741340A NO143430B NO 143430 B NO143430 B NO 143430B NO 741340 A NO741340 A NO 741340A NO 741340 A NO741340 A NO 741340A NO 143430 B NO143430 B NO 143430B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- well
- acidifying
- liquid
- approx
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 62
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims description 62
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 31
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 18
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 73
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 54
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 46
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 claims description 22
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 20
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 12
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 11
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 11
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 41
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 24
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 11
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 description 10
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 8
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 8
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 7
- WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N Acetic anhydride Chemical compound CC(=O)OC(C)=O WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N Allyl chloride Chemical compound ClCC=C OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 6
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 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
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical class CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Chemical compound CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- PASDCCFISLVPSO-UHFFFAOYSA-N benzoyl chloride Chemical compound ClC(=O)C1=CC=CC=C1 PASDCCFISLVPSO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 150000002221 fluorine Chemical class 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- RCIJACVHOIKRAP-UHFFFAOYSA-N sodium;1,4-dioctoxy-1,4-dioxobutane-2-sulfonic acid Chemical compound [Na+].CCCCCCCCOC(=O)CC(S(O)(=O)=O)C(=O)OCCCCCCCC RCIJACVHOIKRAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008234 soft water Substances 0.000 description 2
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical class C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N Dimethylphosphate Chemical compound COP(O)(=O)OC KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910017665 NH4HF2 Inorganic materials 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001266 acyl halides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000007933 aliphatic carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical class [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- YTKRILODNOEEPX-NSCUHMNNSA-N crotyl chloride Chemical compound C\C=C\CCl YTKRILODNOEEPX-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000007922 dissolution test Methods 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000039 hydrogen halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012433 hydrogen halide Substances 0.000 description 1
- 230000003100 immobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- ULYZAYCEDJDHCC-UHFFFAOYSA-N isopropyl chloride Chemical class CC(C)Cl ULYZAYCEDJDHCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- CZXGXYBOQYQXQD-UHFFFAOYSA-N methyl benzenesulfonate Chemical compound COS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 CZXGXYBOQYQXQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- FGPPDYNPZTUNIU-UHFFFAOYSA-N pentyl pentanoate Chemical compound CCCCCOC(=O)CCCC FGPPDYNPZTUNIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000001226 reprecipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 1
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003459 sulfonic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- NBRKLOOSMBRFMH-UHFFFAOYSA-N tert-butyl chloride Chemical compound CC(C)(C)Cl NBRKLOOSMBRFMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003585 thioureas Chemical class 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 1
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- ing And Chemical Polishing (AREA)
- Silicon Polymers (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte og et selvsurgjørende væskesystem for oppløsning av silisiumholdige materialer som sand- eller leirepartikler som hindrer inntrengning i eller rundt et brønnborehull. Oppfinnelsen angår .ner spesielt en fremgangsmåte for oppløsning av slike materialer med en oppløsning som kan bringes i kontakt med det silisiumholdige materiale før opp-løsningen blir sur og som kan oppløse det silisiumholdige materiale under opprettholdelse av en forholdsvis høy pH.
Det er tidligere blitt foreslått et stort antall fremgangs-måter for behandling av brønner med flussyreoppløsninger (vanligvis betegnet som "slamsyre"-oppløsninger) som oppløser silisiumholdige materialer. Ifølge et av disse forslag benyttes således oppløsninger av saltsyre og vannoppløselige fluoridsalter for å unngå å måtte håndtere en flussyreoppløsning på overflaten. Ifølge et annet forslag nedsettes den korroderende virkning av en opp-løsning av saltsyre og flussyre ved til denne å tilsette et korrosjonshemmende middel.
Det er dessuten fremsatt forslag (US patentskrift nr.3157232) om brønnsurgjøringsprosesser, hvorved korrosjonsproblemer unngås ved at syren dannes fra ikke-korroderende kjemikalier på brønn-stedet. Ifølge et av disse forslag omsettes formaldehyd med et ammoniumsalt av en syre, som saltsyre, for dannelse av syren og syresaltet av hexamethylentetramin. Dessuten er brønnsurgjørings-prosesser blitt foreslått (US patentskrift nr. 3297090) hvor hydrolyserbare organiske halogenider omsettes in situ under dannelse av vandige oppløsninger av et hydrogenhalogenid (som saltsyre).
Det er også blitt foreslått (US patentskrift nr. 3630285) en fremgangsmåte for surgjøring av en kilde med en temperatur på minst 95°C ved injisering av en vannoppløselig ester av en organisk carboxylsyre som danner et vannoppløselig kalsiumsalt. Slike om-setninger kan benyttes for fremstilling av vandige oppløsninger inneholdende flussyre. De foreslåtte prosesser var imidlertid ikke beregnet for bruk som "slamsurgjørings"-prosesser for opp-løsning av silisiumholdige materialer. Den tidligere lære og de tidligere antagelser har gått ut på at når et silisiumholdig materiale skal oppløses, må et overskudd av en sterk syre, som saltsyre, blandes med flussyre for å unngå en utfelling av uoppløselige eller gelatinøse salter av kisel- eller hydrofluorkiselsyrer, se
f.eks. US patentskrift nr. 1990969.
Det taes ved oppfinnelsen sikte på å tilveiebringe en fremgangsmåte for oppløsning av silisiumholdige materialer på fjerne steder, som i et område i eller rundt et brønnborehull, ved hjelp av et selvsurgjørende, vandig, flytende system ved forholdsvis høye pH-verdier.
Oppfinnelsen angår således en fremgangsmåte ved behandling
av et silisiumholdig materiale som omfatter deler av en brønn og/ eller en underjordisk formasjon som omgir en brønn, omfattende de trinn at det dannes et væskesystem ved å blande en vandig væske med minst ett vannoppløselig salt og med minst ett overfor vann reaktivt, syregivende materiale, og at væskesystemet injiseres i brønnen, og fremgangsmåten er særpreget ved at det i brønnen injiseres et væskesystem som som det vannoppløselige salt inneholder et fluoridsalt i en slik konsentrasjon at molforholdet mellom det syregivende materiale og fluoridsaltet er minst ca.
1,0, slik at systemet blir minst 0,1 molart med hensyn til fluss-syre og at væskesystemet når det kommer i kontakt med det silisiumholdige materiale, har en pH av minst ca. 2.
Det selvsurgjørende, vandige, flytende system som anvendes ifølge oppfinnelsen, omfatter en vandig oppløsning av minst ett vannoppløselig fluoridsalt blandet med et forholdsvis langsomt reagerende syregivende materiale som senere omdanner den vandige fluoridsaltoppløsning til en vandig flussyreoppløsning med en forholdsvis høy pH på minst ca. 2, men som likevel er istand til å oppløse silisiumholdige materialer
Oppfinnelsen angår derfor også et selvsurgjørende væskesystem som er istand til å oppløse bentonitt, for behandling av et silisiumholdig materiale som omfatter deler av en brønn og/eller en underjordisk formasjon som omgir en brønn, omfattende en flytende blanding av minst én vandig væske, minst ett vannoppløselig salt og minst ett reaktivt syregivende materiale som er istand til å
gi en syre som omdanner en vandig oppløsning av saltet til en vandig oppløsning av en syre, og det selvsurgjørende væskesystem er særpreget ved at saltet er et fluoridsalt som er tilstede i en slik konsentrasjon at molforholdet mellom det syregivende materiale og fluoridsaltet er minst ca. 1,0, slik at systemet blir minst 0,1 molart med hensyn til flussyre.
Det selvsurgjørende, vandige væskesystem ifølge oppfinnelsen kan utgjøres av en i det vesentlige homogen oppløsning eller emulsjon hvorav hver liten porsjon inneholder både et fluoridsalt og det syregivende materiale og er istand til å trenge inn i porene i en underjordisk kilde og inneholder andeler av slike bestanddeler som er istand til å gi en vandig oppløsning av fluss-syre inneholdende 0,5-5,0 vekt% flussyre.
Fluoridsaltet kan være et ammoniumsalt av flussyre, og det syregivende materiale kan være en maursyreester. De forholdsvise mengder av disse bestanddeler kan reguleres slik at det senere fåes en vandig blanding av flussyre og maursyre som er istand til å oppløse kiselholdige materialerScmtidig som den har en pH over ca. 4.
Oppfinnelsen vil bli nærmere beskrevet under henvisning til en del eksempler og til tegningen, hvorav fig. 1 viser minsk-ningen av pH med tiden T (i timer) for en selvsurgjørende, flytende oppløsning av 2,0 molar methylformiat og 1,0 molar ammoniumfluorid, mens fig. 2 viser leiremengden C (i g/l) oppløst i løpet av tiden T (i timer) av denne oppløsning.
Den foreliggende oppfinnelse er i det minste delvis basert på den oppdagelse at i den foreliggende selvsurgjørende, vandige, flytende blanding vil den vandige oppløsnings pH være tilbøyelig til å være minst over ca. 2 så lenge fluoridsaltet er tilstede i den vandige oppløsning (slik at i det vesentlige hvert syremolekyl erholdt fra den syregivende reaktant utnyttes for frigjøring av et molekyl hydrogenfluorid fra fluoridsaltet), selv om oppløsningen hurtig går over til en flussyreoppløsning som er istand til å opp-løse silisiumholdige materialer som leire. Fluoridsaltet holder seg i den vandige oppløsning inntil en støkiometrisk ekvivalent mengde syre er blitt dannet fra den syregivende reaktant. Det er overraskende at når syredannelseshastigheten er forholdsvis lav, vilr den vandige oppløsnings pH holde seg høy under hele oppløsnin-gen av en vesentlig mengde leire (selv når den dannede syre fra den syregivende reaktant er en sterk syre, som saltsyre, og den syregivende reaktant er tilstede i et betydelig støkiometrisk overskudd i forhold til mengden av fluoridsalt).
Som en fagmann vil kjenne til, er en vandig oppløsning med en så høy pH som 2 ekvivalent med en meget svakt sur oppløs-ning, som en oppløsning som inneholder under ca. 0,04 vekt% hydro-genklorid. Den ved hjelp av den foreliggende vandige blanding erholdte oppløsning av silisiumdioxyd står derfor i strid med den tidligere fremsatte lære og antagelse om at en flussyreholdig oppløsning ikke ville virke effektivt med mindre den inneholder en sterk syre (som saltsyre) og hadde en meget lav pH på under ca. 1. Det er derfor overraskende at den forholdsvis høye pH i den flytende blanding ifølge oppfinnelsen kan anvendes for oppløsning av silisiumdioxyd med en hastighet som øker når den silisiumdioxyd-oppløsende oppløsnings pH avtar fra en i det vesentlige nøytral verdi på ca. 7 til en meget svakt sur verdi på over 4.
De foreliggende "slamsurgjørings"-blandinger med forholdsvis høy pH kan anvendes hvis styrken og reaktiviteten av en vanlig slamsyre innebærer en ulempe. Dé foreliggende blandinger reagerer således forholdsvis langsomt med sement og kan injiseres gjennom perforeringstunneler inn i en brønnforing og den tilstøtende sement i en del av brønnen (f.eks. nær en gasshette- eller vann-sone) hvor en vanlig slamsyre ikke hadde kunnet anvendes uten risi-ko for åpning av kanaler (f.eks. surgjorte kanaler gjennom eller bak sementen) inn i en sone som det ikke er ønskelig skal være til-gjengelig. På lignende måte reagerer de foreliggende blandinger forholdsvis langsomt med metaller, harpikser, silicater eller av-satte metalloxyder. Slike forholdsvis syreømfintlige materialer benyttes ofte som brønnkanaler, bindemidler for sand- eller gruslag i eller rundt en brønn eller ubevegeliggjørende materiale for leire-finstoffer i en underjordisk kilde etc. De foreliggende blandinger kan med fordel benyttes dersom det er ønskelig å la et slamsurgjø-ringsystem flyte gjennom i det vesentlige en hvilken som helst syreømfintlig struktur eller område. Ved de mest vanlig forekom-mende kildetemperaturer kan de reaktive bestanddeler i de foreliggende blandinger og den hastighet hvormed de injiseres, reguleres slik at blandingene er i det vesentliqe nøytrale når de bringes til å flyte gjennom en syreømfinti i sr struktur eller område.
Den f ore liggende fremgangsmåte og blanding er spesielt nyttige for behandling av en brønn for å forbedre en effektiv inntrengning ved at silisiumholdige materialer oppløses. Disse materialer kan utgjøres av findelte partikler av sand og/eller leire og/eller silisiumholdige, intragranulære sementeringsmaterialer i og rundt porene i en underjordisk kilde, et sand- eller gruslag i et brønnborehull eller i sprekker som står i forbindelse med brøn-nen etc. De foreliggende blandinger kan imidlertid også anvendes for oppløsning av silisiumholdige materialer avsatt i kjelerør, varmevekslere, vannbehandlingsapparater eller lignende type utstyr, hvor et fluidum kan bringes til å strømme i kontakt med et silisiumholdig materiale som skal oppløses. Når en brønnféring skal gjennomhulles, kan den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding reguleres slik at den holder seg i det vesentlige nøytral i tilstrekkelig tid, anbringes i eller nær den del av foringen som skal gjennomhulles og fortrenges etter at hullene er dannet. Når et sand- eller gruslag i eller rundt et brønnborehull eller i en sprekk skal dannes, kan den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding fortykkes med et viskositetsøkende materiale og benyttes som bærervæske for transport av sanden eller grusen og/eller den kan injiseres bak en plugg av et slikt sand- eller grusslam for senere å fortrenges gjennom sand- eller gruslaget og inn i kilden.
Den vandige væske som anvendes for fremstilling av den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding kan utgjøres av i det vesentlige et hvilket som helst forholdsvis bløtt vann, brakk-vann, ferskvann eller rent vann. Flerverdige kationer er tilbøye-lige til å forårsake utfelling av fluoridioner, og økende konsen-trasjoner av oppløst salt er tilbøyelig til å nedsette silisiumholdige materialers oppløselighet i en flussyreholdig oppløsning. På grunn av dette foretrekkes det å benytte et bløtt vann som i det minste er like rent som ferskvann. Imidlertid kan chelatedannende eller saltutskillende midler, som ethylendiamintetraeddiksyre etc, anvendes for å motvirke virkningen av flerverdige kationer.
Den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding kan utgjøres av i det vesentlige hvilket som helst forholdsvis homogent flytende system, omfattende oppløsninger, emulsjoner og/eller sus-pensjoner, så lenge hver liten del av et slikt system vil inneholde de reaktive bestanddeler som gir den nærmere spesifiserte flussyre-oppløsning med forholdsvis høy pH. For injisering i en forholdsvis tett kilde bør dette system utgjøres av en oppløsning eller emulsjon hvori den dispergerte fase lett kan nedbrytes. I visse tilfeller kan det utnyttes en reaksjonshastighetsnedsettende virkning ved at en del eller hele mengden av én av reaktantene foreligger i en adskilt fase, som en dispergert flytende fase og/eller en suspendert fase, for å forsinke dannelsen av syrene. I alminnelig-het bør den vandige oppløsning av et vannoppløselig fluoridsalt som omdannes til en flussyreoppløsning ved innvirkning av de reaktive bestanddeler i de foreliggende blandinger, gi en pH som avtar med tiden og som blir forholdsvis stabil i en valgt tid ved 2-6, som f.eks..3-5.
Det for den foreliggende fremgangsmåte anvendte vannopp-løselige fluorsalt kan utgjøres av ett eller flere av i det vesentlige . hvilke som helst fluoridsalt som er forholdsvis godt opp-løselig i vann. Ved forskjellige behandlingsprosesser, som ved behandling av sand- eller gruslag hvor det ikke er nødvendig å injisere den selvsurgjørende væske i forholdsvis fine porer (som de porer som forekommer i en forholdsvis tettpakket kilde), kan porsjoner av uoppløst fluorsalt suspenderes i det flytende system. Ammo-niumsaltene av flussyre, dvs. ammoniumfluorid og ammoniumbifluorid, er foretrukne fluoridsalter for anvendelse ved den foreliggende fremgangsmåte. Som en fagmann vil kjenne til, kan det ved bruk av ammoniumbifluorid (NH4HF2) være ønskelig å tilsette tilstrekkelig med ammoniakk eller ammoniumhydroxyd til at det vil fåes i det vesentlige ekvimolekylære mengder av ammonium- og fluoridioner.
Et overskudd eller et underskudd av ammoniakk eller et annet alka-lisk materiale kan alternarivt anvendes for å øke eller minske den opprinnelige pH for det selvsurgjørende, flytende system dersom det er ønskelig med en forholdsvis kort eller lang forsinkelse hva gjelder fremstillingen av den sure oppløsning. Dessuten kan et i det vesentlige nøytralt system og/eller et system med en forholdsvis høy pH pufres for å opprettholde en valgt pH i en valgt tid og ved utsettelse for høy temperatur. Ved slike forsinkende metoder kan det være ønskelig å øke eller minske den forholdsvise mengde av den syredannende ester eller en annen reaktant med en mengde som er ekvivalent med den mengde som forbrukes eller som ikke er nødvendig for å nøytralisere overskuddet eller underskuddet av alkalinitet.
Den i de foreliggende blandinger anvendte organiske syreester eller et annet syregivende materiale kan utgjøres av én eller flere av i det vesentlige hvilkél. som helst estere av en forholdsvis svak syre, som en vannoppløselig carboxylsyre, som vil reagere med vann (f.eks. estere som vil hydrolyseres ved moderate tempera-turer som 40-150°C). Egnede estere er
de lavere alifatiske alkoholestere med 1 - .5 carbon-
atomer i alkoholradikalet av de lavere fettsyrer med 1-5 carbonatomer i ' - acylradikalet , som estere varierende fra methylformiat til amylvaleriat, og de lignende alkoholestere av hydroxyeddiksyre, oxalsyre og lignende substituerte og/eller flerverdige syrer etc.
Som eksempler på andre egnede syregivende materialer kan nevnes hydrolyserbare organiske halogenider, som n- eller isopropylklo-ridene, tert. butylklorid, allylklorid og crotylklorid etc, hydrolyserbare acylhalogenider som benzoylklorid, hydrolyserbare syre-anhydrider som eddiksyreanhydrid, fosforsyreestere som dimethyl-hydrogenfosfat, og hydrolyserbare sulfonsyreestere som methylbenzen-sulfonat etc. De vannoppløselige alkoholestere av vannoppløselige alifatiske carboxylsyrer med en dissosiasjonskonstant på 10<-2>(oxalsyre) - 10 — 6 (smørsyre) er foretrukket. Halogenholdige materialer bør ikke anvendes hvis halogenerte organiske materialer kan bli oppløst i eller innesluttet i produsert råolje som skal sendes til et raffineri.
Konsentrasjonene av fluoridsaltet og den med vann reagerende organiske syreester (eller en annen syregivende reaktant) i de foreliggende selvsurgjørende, flytende blandinger kan variere forholdsvis sterkt. På grunn av den innbyrdes virkning av bestanddelene skal blandingen være minst ca. 0,1 molar, f.eks.
1-2 molar, med hensyn til flussyre. Som en fagmann vil kjenne til kan mengden av silisiumholdig materiale som vil oppløses,
i en viss grad økes ved å øke konsentrasjonen av flussyren. I
en rekke tilfeller kan det imidlertid være å foretrekke -å bringe materialet som skal oppløses, i kontakt med en større mengde av en forholdsvis fortynnet oppløsning. Molforholdet mellom det syregivende materiale og fluoridsaltet skal være minst ca. 1:1
for at hele mengden av den tilgjengelige flussyre skal frigjøres. Forhold på 1,5:1 - 2,5:1 er foretrukket. En egnet selvsurgjørende, flytende blanding av den foreliggende type kan vanligvis lett erkjennes ved dens evne til å oppløse en leire, som bentonitt (natriummontmorillonitt), etter at dens bestanddeler har fått
tid til å reagere med hverandre.
Det er viktig å sikre at konsentrasjonen av flussyre i
. den sure væske dannet ved hjelp av den foreliggende selvsurgjørende flytende blanding holdes under ca. 5 vekt% så lenge det er ønskelig å opprettholde en forholdsvis høy pH. Innen et slikt .konsentra-sjonsområde oppfører flussyren seg som en svak syre. Som en fagmann vil kjenne til kan en slik konsentrasjon opprettholdes ved å avpasse konsentrasjonen av blandingens bestanddeler i forhold til bruksmetoden for blandingen. Således vil f.eks. i en flytende blanding som inneholder 1 mol ammoniumfluorid og 2 mol allylklorid (som hydrolyseres under dannelse av 2 mol saltsyre), oppløsningens
pH under hydrolysen av det første mol allylklorid falle fra ca. 7 til ca. 4 (pH-verdien for en 1 molar eller ca. 2 vekt%-ig flussyre-oppløsning). I løpet av denne tid vil dersom en del av eller hele mengden av flussyren reagerer med overfor syre reaktive materialer, som leire, pH være tilbøyelig til å øke eller til å holde seg nær 7. Hvis imidlertid ingen overfor syre reaktive materialer kommer i kontakt med oppløsningen, vil pH under hydrolysen av det annet mol
allylklorid falle etterhvert som den vandige oppløsning blir en saltsyreoppløsning med økende konsentrasjon). I det siste tilfelle vil pH være tilbøyelig til å falle til under ca. 2 når ca. 1,1 mol av allylkloridet er blitt hydrolysert.
Konsentrasjonene av bestanddelene i den foreliggende selv-surgjørende, flytende blanding bør vanligvis avpasses i forhold til den tid og temperatur som systiamet skal utsettes for før eller under kontakten med overfor syrer reaktive materialer, slik at flussyrekonsentrasjonen i den selvsurgjørende væske vil være til-bøyelig til å holde seg på under ca. 5 vekt% så lenge væsken foreligger i et område hvor det er ønsket å opprettholde en forholdsvis høy pH, f.eks. mens væsken fortrenges gjennom perforeringshullene i sementen som omgir en perforert seksjon av en brønnf6ring.
Det er vanligvis foretrukket at det område som inneholder det silisiumholdige materiale som skal oppløses ved hjelp av den foreliggende fremgangsmåte, er fritt for flerverdige kationer. Detté kan oppnås ved at en plugg av saltsyre fortrenges inn i dette område før den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding inn-føres .
De foreliggende blandingers toleranse overfor flerverdige ioner kan alternativt eller dessuten økes ved til blandingene å tilsette glycolestere med lavere molekylvekt som er tilbøyelige til å øke vannbefuktningen av uoppløste findelte og/eller utfelte materialer. Monoetherne av ethylenglycol, som monobutyletherne, gir her en god virkning og kan innblandes i de foreliggende blandinger som sådanne eller forestres og anvendes som en organisk syreester, som formiatet av monobutylether eller ethylenglycol.
Avpasningen av sammensetningen for de foreliggende selv-surgjørende, flytende blandinger og ;den hastighet som de innføres med (f.eks. for å sikre at et silisiumholdig materiale som skal oppløses, kommer i kontakt med blandingen mens flussyre og organiske syrer er tilstede i denne), kan avstedkommes ved hjelp av metoder og teknikker som er velkjente for fagmannen. Således kan f.élks. ved en gitt temperatur hydrolyseringshastigheten for en ester av en organisk syre gjøres langsommere ved å regulere blandingens sammensetning slik at den vil inneholde en ester med høyere molekylvekt, en ester som er sterkt tilbøyelig til sterisk hindring, en ester som er forholdsvis lite oppløselig i vann, eller en forhold vis høy viskositet i oppløsningen (f.eks. erholdt ved hjelp av til-setning av et viskositetsøkende materiale til den foreliggende vandige blanding) etc. Lignende reguleringer kan også foretas i forbindelse med andre syregivende materialer. Dessuten kan strøm-ningshastigheten inn i en underjordisk kilde reguleres såfremt injiseringstrykket holdes tilstrekkelig lavt til at kilden ikke vil utsettes for sprekkdannelse eller annen beskadigelse. For sandlags- eller gruslagsbehandlinger kan den selvsurgjørende, flytende blanding anbringes i eller nær brønnbunnen og holdes rolig i tilstrekkelig lang tid til at den sure væske vil dannes.
Silisiumholdige materialer kan oppløses av flussyren i den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding mens denne syre dannes, og dessuten av denne syre etter at den er blitt dannet. Det er derfor bare nødvendig å sikre at den foreliggende selvsur-gjørende, flytende blanding befinner seg i eller vil komme i kontakt med de silisiumholdige materialer som skal oppløses mens fluss-syren dannes eller etter at en del eller, hele mengden av denne er blitt dannet.
Laboratorieforsøk 1- 5
Forsøk 1 viser den oppløsende virkning av en selvsurgjø-rende, flytende blanding ved en temperatur på 4° C. Den undersøkte oppløsning var en vandig oppløsning av 1,0 molar ammoniumfluorid og 2,0 molar methylformiat. Et overskudd av P-95 leire (en med saltsyre vasket natriumbentonittleire som inneholder forskjellige spor-mineraler) ble suspendert i blandingen. Små, like porsjoner ble periodevis ved hjelp av en pipette fjernet fra systemet og analy-sert for å fastslå deres pH og den oppløste mengde leire. Resultatene er gjengitt i form av kurver på fig. 1 og 2, og disse skulle være selvforklarende. På fig. 2 betegner aksen C mengden av leire uttrykt i g pr. liter. Den opprinnelige konsentrasjon av P-95 leiren var 24,8 g/l.
Det bør bemerkes at selvom økningen i surheten, minsk-ningen av pH og oppløsningen av leire fortsatte med betydelig hastighet i løpet av en periode på 10 timer, var den opprinnelige pH ca. 7 og ble hurtig stabilisert på ca. 4. Den oppløste leiremengde flatet ut ved ca. 11,0 g/l etter ca. 50 timer. Den oppløste leiremengde er tilnærmet 70 % av den støkiometriske ekvivalente flussyremengde dannet i den undersøkte flytende blanding.
På bakgrunn av den i teknikkens stand fremsatte lære og antagelser er overraskende (a) at en slik stor mengde silisiumholdig materiale kunne oppløses av et slikt svakt system, (b) at denne oppløsing kunne erholdes under selvdannelsen av flussyre etterhvert som den ble dannet, på ekvimolekylær basis sammen med selvdannelsen av maursyren, og (c) at methylformiatet kunne hydrolyseres så vidt hurtig ved en forholdsvis lav temperatur.
Ved forsøkene 2-5 ble de leiroppløsende egenskaper for vanlige slamsyrer bestående av vandige oppløsninger av ammoniumfluorid og saltsyre sammenlignet. Overskuddsmengder av ekvivalente bentonittleirer ble suspendert i oppløsningene hvorfra prøver periodevis ble fjernet, i det vesentlige som beskrevet ovenfor. Resultatene er gitt i tabell I.
En vanlig slamsyre kan sies å være godt representert ved det for forsøk 2 anvendte system av 1 M ammoniumfluorid og 2 M saltsyre. Dette systems pH holdt seg antagelig på under 1 (under pH-måleapparatets målegrense) i 4 dager. Imidlertid ble nesten halv-parten av den samlede oppløste leiremengde oppløst i løpet av de første 2 minutter. Ved forsøk 3 foregikk meget av oppløsningen i løpet av de første 2 minutter, og den erholdte høyeste pH var 1,5. Ved forsøk 4 var den erholdte høyeste pH under 2 (i løpet av 25 timer) selv i den forholdsvis sterkt fortynnede anvendte oppløs-ning (0,1 molar ammoniumfluorid og saltsyre), og den oppløste leiremengde var bare 2,5 g/l. Forsøksoppløsningen 5 (inneholdende et 10:1 overskudd av ammoniumfluorid) fikk en høy pH, men den var istand til å oppløse bare en meget liten ytterligere mengde leire enn den mengde som ble oppløst ved bruk av forsøksoppløsningen 4.
De anvendte målemetoder ga ikke resultater for gjenutfelte faste stoffer, med unntagelse av at det ble påvist en senk-ning av det tilsynelatende nivå for leireoppløsningen på grunn av gjenutfelte faste stoffer som kan ha vært tilstede, spesielt ved forsøkene 4 og 5.
Forsøk 6 er en forholdsvis detaljert undersøkelse av en flytende blanding ifølge oppfinnelsen ved en temperatur på 70° C. Prøver av en 0,94 molars ammoniumfluorid- og en 1,85 molar methyl-formiatoppløsning ble blandet med et overskudd av bentonittleire, forseglet i kolber av 'teflon®, oppvarmet til en reaksjonstempera-tur i den ønskede tid, avkjølt til værelsetemperatur og deretter undersøkt. På denne måte ble det fastslått at 14 % av methylformiatet gikk tapt ved fordampning. Forsøksresultatene er gjengitt i tabell II.
I kolonne 2 a<y>tabell II er gjengitt en gravimetrisk bestemmelse av nettomengden av oppløst bentonit. I kolonne 3 er gjengitt lignende målinger for silisiumdioxydmengden i filtrerte porsjoner av oppløsningen ved hjelp av kolorimetrisk analyse. Det fremgår tydelig at det ikke foreligger en fullstendig overensstem-melse mellom den gravimetrisk bestemte oppløste mengde leire og det kolorimetrisk bestemte silicatinnhold.
Etter en reaksjonstid på 4,5 timer var oppløsningsproses-sen i det vesentlige avsluttet. De gravimetrisk bestemte resultater flatet ut ved en oppløst mengde på ca. 12 400 deler pr. million (12,4 g/l) bentonit eller ved en kolorimetrisk fastslått mengde på 10 500 deler pr. million. Den stadig overensstemmende forskjell mellom målingene antyder at andre bestanddeler av leiren enn bentonitt som sådan ble oppløst tidlig under prosessen.
I kolonne 4 er gjengitt den samlede hydrolyserte syremengde fastslått ved titrering med natriumhydroxyd, idet den for ammoniumionet nødvendige basemengde ble trukket fra den samlede nød-vendige mengde. I kolonne 5 er gjengitt målinger av den samlede mengde uhydrolysert ester og erholdt ved å trekke verdiene i kolonne 4 fra 1,60 mol pr. liter. Sluttverdien for den samlede syremengde ble antatt å være ca. 1,6 molar for hver syre. Da sluttkonsentra-sjonen av maursyre var 1,60 molar og fordampningstapet av methylformiat 13,5 %, ga denne subtraksjon en metode for tilnærmet å korrigere for fordampningstapet.
En prøve av en avfiltrert rest fra et leireoppløsnings-forsøk ble undersøkt ved hjelp av røntgendiffraksjon og viste seg å utgjøres av 60 % bentonit og 40 % ralstonit, basert på den kry-stallinske del av prøven. Formelen for ralstonit er (Na2Mg)F2'3A1-Al(F,OH) 2•2H2O. Dets fluorinnhold viste at en del av flussyren utviklet på grunn av anvendelsen av den foreliggende selvsurgjø-rende, flytende blanding var blitt utfelt samtidig med en gjenut-felling av en del materiale som skrev seg fra bentonit. Den høyeste verdi for mengden av en slik krystallinsk ralstonit avsatt fra denne prøve ble erholdt ved å multiplisere konsentrasjonen av rest-faststoffer i sluttoppløsningen med 0,40. Dette ga en verdi på 5100 ppm for ralstonitutfellingen.
Det bør bemerkes at verdiene i kolonne 8 av tabell II ble erholdt ved å subtrahere tilsvarende tall i spalte 3 fra tal-lene i spalte 7. Dette gir tilnærmet en verdi på 5100 ppm som ble erholdt ved hjelp av røntgenmåling.
Det forekommer som om ca. 1/3 av den samlede mengde oppløste .bentonit ble gjenutfelt som ralstonit. Denne dannelse av ralstonit kan være et typisk trekk ved denne oppløsning av silisiumholdige materialer med en forholdsvis svak syre.
Det har ifølge oppfinnelsen vist seg at ralstonit lett
kan oppløses i en forholdsvis fortynnet saltsyreoppløsning som er i det vesentlige fri for flussyre (f.eks. en ca. 10 % eller mer fortynnet vandig saltsyre). Dette vil antagelig kunne utnyttes for en spesielt velegnet brønnsurgjøringsprosess hvor en plugg av saltsyre (ca. 1900 liter) injiseres før en plugg (som f.eks. 3800 liter) av den foreliggende selvsurgjørende, flytende blanding i en moderat tykk sone (f.eks. en 4,5 meter tykk sone) av en kilde i en hoved-sakelig silisiumholdig formasjon hvori saltsyren ikke forbrukes, fullstendig. Etter at begge plugger er blitt injisert og har fått reagere, får fluidaene strømme tilbake inn i brønnen. Under denne tilbakestrømning vil sonen sem har vært i kontakt med den foreliggende flussyreoppløsning med forholdsvis høy pH, spyles av den tilbake-strømmende forholdsvis fortynnede saltsyre. Således vil i det minste en del av det utfelte ralstonit oppløses. Dette er spesielt fordelaktig fordi en slik oppløsning av ralstonittet i saltsyren vil frigjøre flussyren som deretter vil kunne oppløse 60 % av.det silisiumholdige materiale som den påtreffer etter hvert som den strømmer tilbake henimot brønnen.
En spesielt egnet oppskrift på fremgangsmåte for behandling av en brønn kan beskrives ved hjelp av det følgende eksempel: Det forutsettes at en brønn har en ca. 4,5 meter inter-vallåpning inn i en kildesand med en temperatur på ca. 77° C og et bunnhulltrykk på ca. 210 atm. og er forsynt med et rør som kan inneholde ca. 1,92 liter pr. lineær meter. Det forutsettes videre at fluiduum kan injiseres inn i kilden i en mengde av ca. 40 liter pr. minutt slik at det fåes en hastighet på ca. 19,5 meter pr. minutt i røret og en strømningstid i røret på ca. 2 timer. En egnet selvsurgjørende, flytende blanding vil da bestå av (pr. 186 liter samlet væskemengde): 159 liter vann, 20 liter methylformiat, 46 kg ammoniumbifluorid og 5 liter 2 9,4 %-ig vandig ammoniumhydroxyd.
Ifølge en foretrukken blandemetode settes vannet til en tank hvortil ammoniumbifluorid deretter tilsettes og oppløses. Ammoniumhydroxydet blir deretter tilsatt og oppløst. Denne blanding av reaktanter kan få henstå i ubegrenset tid. Straks før pumpingen tilsettes methylformiatet og oppløses.
Korrosjonshemmende midler kan med fordel iblandes i de foreliggende flytende blandinger, og hvilke som helst forenelige sure væsker for forhåndsspyling eller etterspyling kan anvendes.
Som eksempler på vanligvis egnede korrosjonshemmende midler kan nevnes ammoniumforbindelser, som thiourinstoffene, kvarternære ammoniumsalter, heterocykliske nitrogenforbindelser og colofonium-aminer etc, uorganiske forbindelser som arsenderivater, umettede materialer som acetyleniske alkoholer, og slike korrosjonshemmende midler som er tilgjengelige i handelen under handelsbetegnelsene "MSA" og "E-878" etc Andre tilsetningsmidler, som reduksjonsmidler etc, kan anvendes dersom de ikke innvirker på dannelsen av eller reaksjonene i de foreliggende leireoppløsende syreoppløsninger.
Eksempel 1
Brønnbehandling
Et feltforsøk med denne fremgangsmåte ble utført i en brønn med en 3 m tykk produksjonssone i en dybde av ca. 2340 m. De følgende oppløsninger ble injisert i brønnen ned gjennom et vanlig produksjonsrør i en mengde av ca. 40 l/min: 1. 114 0 1 xylen. 2. 1900 1 10 %-ig saltsyre også inneholdende 30,5 kg sitron-syre og en vanlig mengde av et vanlig korrosjonshemmende middel. 3. En oppløsning bestående av 3200 1 ferskvann, 94 kg ammo-niumbif luorid, 106 1 30 %-ig vandig ammoniakkoppløsning og 405 1 methylformiat.
Denne oppløsning ble blandet straks før den ble pumpet og inneholdt 0,5 % korrosjonshemmende middel av typen "E-878". 4. Tilstrekkelig dieselolje ble deretter pumpet inn for å fylle røret og brønnen. Dieseloljen trengte hele mengden av hovedbehandlingsoppløsningen (3. ovenfor) ned i formasjonen .
Brønnen ble lukket i 6 timer for å muliggjøre en fullstendig hydrolyse .av methylformiatet ved temperaturan i formasjonen (ca. 70° C).
Brønnen ble igjen meget langsomt satt i produksjon ved hjelp av gassoppløfting. Straks før behandlingen var den daglige produksjon fra brønnen 2730 liter olje og 8800 liter vann. 18 dager etter behandlingen hadde den daglige produksjon øket til 4800 liter olje og 16 320 liter vann.
Eksempel 2
Brønnbehandling
En brønn hvori kilden hadde en temperatur på ca. 138° C, ble behandlet ved hjelp av den foreliggende fremgangsmåte ved injisering av fluida av de følgende typer og med de .følgende sammen-setninger. Uttrykket "porevolum" betegner volu.net av med fluidum fylte rom i det kildevolum som skulle behandles. 1. Et forspylingsoppløsningsmiddel inneholdende 0,4 porevolum xylen. 2. En forspylingssyre inneholdende 0,3 porevolum av 10 %-ig vandig HC1 (fortrinnsvis inneholdende et jernchelatdannen-de materiale og et korrosjonshemmende middel). 3. En hudfjernende forspylingsslamsyre (for oppløsning av leire i umiddelbar nærhet av borehullet) inneholdende 1,0 porevolum av en vandig oppløsning inneholdende 7,5 % HC1 og 1,5 % HF.
4. En overspylingsslamsyre inneholdende 0,2 porevolum av
10 %-ig vandigHC1.
<5->En pufferplugg inneholdende 0,8 porevolum av en 3%-ig vandig oppløsning av ammoniumklorid.
6. En selvsurgjørende, vandig, flytende plugg inneholdende 1,0 porevolum av en homogen flytende emulsjon inneholdende en tilstrekkelig mengde av 1 molar vandig ammoniumbifluorid til å gi 1 mol ammoniumfluorid pr. liter emulsjon, 1,0 mol/l emulsjon av en 30 %-ig vandig ammoniakkoppløs-ning, 2,0 mol/l emulsjon av allylklorid og 4 vol% av emulsjonen av et overflateaktivt middel som selges under varemerket Triton GR-7®
Brønnen kan deretter stenges i en viss tid, som ca. 24 timer, som er tilstrekkelig til at det organiske halogenid fullstendig vil hydrolyseres, og deretter settes i produksjon.
Eksempel 3
Brønnbehandling
Ved en på lignende måte utført brønnbehandling hvor kil-dens temperatur er 38° C kan de injiserte fluida utgjøres av de fluida som er heskrevet i forbindelse med brønnbehandlingen ifølge eksempel 2, men med den unntagelse at den selvsurgjørende, vandige, flytende plugg inneholder 10 porevolum av en homogen flytende emulsjon inneholdende tilstrekkelig med 1 molar vandig ammoniumbifluorid til at det vil fåes 1 mol ammoniumfluorid pr. 1 emulsjon, 1,0 mol/l emulsjon av en 30 %-ig vandig ammoniakkoppløsning, 2,0 mol/l emulsjon av benzoylklorid og 4,0 vol% av emulsjonen av et overflateaktivt middel som selges under varemerket Triton^GR-7 .
Eksempel 4
Brønnbehandling
Ved en på lignende måte utført brønnbehandling hvor kil-dens temperatur er 27° C kan de injiserte fluida utgjøres av de fluida som er beskrevet i forbindelse med brønnbehandlingen ifølge eksempel 2, men med den unntagelse at den selvsurgjørende, vandige, flytende plugg inneholder 1,0 porevolum av en emulsjon inneholdende tilstrekkelig med 1 molar vandig ammoniumbifluorid til at det vil fåes 1 mol ammoniumfluorid pr. 1 emulsjon, 1,0 mol/l emulsjon av 30 %-ig ammoniakkoppløsning, 2,0 mol/l emulsjon av eddiksyreanhydrid og 4,0 vol% av emulsjonen av et overflateaktivt middel som selges under varemerket "Triton GR- 7®.
Laboratorieforsøk 8
I tabell III er gjengitt resultatene av sammenlignende forsøk angående oppløseligheten av fire typiske oljefeltsementer i en typisk blanding av den foreliggende selvsurgjørende, vandige, flytende blanding. De anvendte sementer var henholdsvis API klasse H oljebrønnsement og API klasse H oljebrønnsement plus henholdsvis 4 og 8 vekt% geldannelsesmiddel (natriummontmorillonit), og API lett sement for oljebrønner. Den selvsurgjørende, vandige blanding ifølge oppfinnelsen (SDSS står for selvdannende slamsyre) besto av en vandig oppløsning inneholdende 2 mol methylformiat, 2 mol maursyre og 1 mol ammoniumfluorid pr. liter.
Det fremgår av tabellen at bare en meget liten mengde sement ble oppløst under forsøket som ble utført i 30 timer ved 7o° C i kontakt med SDSS-oppløsningene. I motsetning hertil, var den gjennomsnittlige prosentuelle mengde sement som ble oppløst av den vanlige slamsyre, 27 %.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte ved behandling av et siliciumholdig materiale som omfatter deler av en brønn og/eller en underjordisk formasjon som omgir en brønn, omfattende de trinn at det dannes et væskesystem ved å blande en vandig væske med minst ett vannoppløselig salt og med minst ett overfor vann reaktivt, syregivende materiale, og at væskesystemet injiseres i brønnen,karakterisert vedat det i brønnen injiseres et væskesystem som som det vannoppløselige salt inneholder et fluoridsalt i en slik konsentrasjon at molforholdet mellom det syregivende materiale og fluoridsaltet er minst ca.
1,0, slik at systemet blir minst 0,1 molart med hensyn til flussyre og at væskesystemet når det kommer i kontakt med det siliciumholdige materiale, har en pH av minst ca. 2.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at det anvendes et syregivende materiale bestående av overfor vann reaktive estere av lavere alifatiske alkoholer som har under 5 carbonatomer, og lavere fettsyrer som har under 5 carbonatomer.
3. Selvsurgjørende væskesystem som er istand til å opp-løse bentonitt, for behandling av et siliciumholdig materiale som omfatter deler av en brønn og/eller en underjordisk formasjon som omgir en brønn, omfattende en flytende blanding av minst én vandig væske, minst ett vannoppløselig salt og minst ett reaktivt syregivende materiale som er istand til å gi en syre som omdanner en vandig oppløsning av saltet til en vandig opp-løsning av en syre,karakterisert vedat saltet er et fluoridsalt som er tilstede i en slik konsentrasjon at molforholdet mellom det syregivende materiale og fluoridsaltet er minst ca. 1,0, slik at systemet blir minst 0,1 molart med hensyn til flussyre.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US35173973A | 1973-04-16 | 1973-04-16 | |
US00411132A US3828854A (en) | 1973-04-16 | 1973-10-30 | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO741340L NO741340L (no) | 1974-10-17 |
NO143430B true NO143430B (no) | 1980-11-03 |
NO143430C NO143430C (no) | 1981-02-11 |
Family
ID=26997236
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO741340A NO143430C (no) | 1973-04-16 | 1974-04-10 | Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3828854A (no) |
CA (1) | CA1022749A (no) |
DE (1) | DE2417598C2 (no) |
GB (1) | GB1468033A (no) |
NL (1) | NL7404947A (no) |
NO (1) | NO143430C (no) |
Families Citing this family (171)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3889753A (en) * | 1974-02-21 | 1975-06-17 | Shell Oil Co | Buffer regulated mud acid |
US3868996A (en) * | 1974-05-15 | 1975-03-04 | Shell Oil Co | Buffer-regulated treating fluid positioning process |
US3868998A (en) * | 1974-05-15 | 1975-03-04 | Shell Oil Co | Self-acidifying treating fluid positioning process |
US3960736A (en) * | 1974-06-03 | 1976-06-01 | The Dow Chemical Company | Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations |
US4056146A (en) * | 1976-07-06 | 1977-11-01 | Halliburton Company | Method for dissolving clay |
US4090563A (en) * | 1976-12-27 | 1978-05-23 | Shell Oil Company | Increasing the clay dissolving capability of a buffer-regulated mud acid |
US4089787A (en) * | 1977-03-16 | 1978-05-16 | Shell Oil Company | Increasing the clay-dissolving capability of a relatively high pH self-generating mud acid |
US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
US4203492A (en) * | 1978-03-10 | 1980-05-20 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing siliceous materials contained in high temperature formations |
US4148360A (en) * | 1978-03-10 | 1979-04-10 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean formations |
US4267887A (en) * | 1979-02-22 | 1981-05-19 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean formations |
US4289633A (en) * | 1979-04-06 | 1981-09-15 | Shell Oil Company | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations |
US4261421A (en) * | 1980-03-24 | 1981-04-14 | Union Oil Company Of California | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation |
US4518040A (en) * | 1983-06-29 | 1985-05-21 | Halliburton Company | Method of fracturing a subterranean formation |
US4703803A (en) * | 1986-06-24 | 1987-11-03 | Cities Service Oil & Gas Corporation | Composition and method for slowly dissolving siliceous material |
US4739833A (en) * | 1986-10-10 | 1988-04-26 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing high-temperature subterranean formations |
EP0654582B1 (en) * | 1993-11-18 | 1999-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing aluminium compound precipitation in subterranean formation acidizing |
US5529125A (en) * | 1994-12-30 | 1996-06-25 | B. J. Services Company | Acid treatment method for siliceous formations |
JP3787898B2 (ja) * | 1996-06-17 | 2006-06-21 | 臼井国際産業株式会社 | 高圧燃料噴射管の製造方法 |
US6806236B2 (en) * | 1999-05-13 | 2004-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
US6924255B2 (en) * | 1999-05-13 | 2005-08-02 | Frank F. Chang | Composition and method for treating a subterranean formation |
US7140438B2 (en) | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US7168489B2 (en) | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
UA46645A (uk) * | 2001-11-08 | 2002-05-15 | Костянтин Арикович Печериця | Твердий носій соляної кислоти в неактивній формі |
US7343973B2 (en) | 2002-01-08 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing surfaces of subterranean formations |
US7216711B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
US7267171B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US7079736B2 (en) * | 2002-06-28 | 2006-07-18 | The Furukawa Electric Co., Ltd. | Optical fiber for WDM system and manufacturing method thereof |
US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
US20060058197A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
US20040211561A1 (en) | 2003-03-06 | 2004-10-28 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for consolidating proppant in fractures |
US7114570B2 (en) | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US7192908B2 (en) * | 2003-04-21 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
US6978836B2 (en) | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
US7413010B2 (en) | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
US7114560B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
US7013976B2 (en) | 2003-06-25 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations |
US7228904B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US7032663B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7044224B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7044220B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US7021379B2 (en) | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
US7066258B2 (en) | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
US7059414B2 (en) * | 2003-07-22 | 2006-06-13 | Bj Services Company | Acidizing stimulation method using a pH buffered acid solution |
US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US7497278B2 (en) | 2003-08-14 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation |
US7237609B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
US7156194B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
US7017665B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US7059406B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
US6997259B2 (en) | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
US7032667B2 (en) | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
US7021377B2 (en) * | 2003-09-11 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing filter cake from well producing zones |
US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US7345011B2 (en) | 2003-10-14 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating the production of water from subterranean formations |
US7063150B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7131493B2 (en) | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US7156174B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7541318B2 (en) | 2004-05-26 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7073581B2 (en) | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
US7621334B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7547665B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7475728B2 (en) | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
US7299869B2 (en) | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7255169B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
US20060054325A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
US7413017B2 (en) | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US7553800B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7398825B2 (en) | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US7334635B2 (en) | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
US8030249B2 (en) | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US20080009423A1 (en) | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7267170B2 (en) | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US7497258B2 (en) | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US7334636B2 (en) | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
US7216705B2 (en) | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
US7506689B2 (en) | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
US7318473B2 (en) | 2005-03-07 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7448451B2 (en) | 2005-03-29 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7608567B2 (en) | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7677315B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US7595280B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7484564B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
US7461697B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
US20070173416A1 (en) | 2006-01-20 | 2007-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment compositions for use in acidizing a well |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7665517B2 (en) | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7407010B2 (en) | 2006-03-16 | 2008-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating particulates |
US7608566B2 (en) | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US7237610B1 (en) | 2006-03-30 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US20070284114A1 (en) * | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a consumable downhole tool |
US20080257549A1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
US7500521B2 (en) * | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
US7591318B2 (en) * | 2006-07-20 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a sealing plug from a well |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7455112B2 (en) | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
WO2008092078A1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-07-31 | Bj Services Company | Fracture acidizing method utilizing reactive fluids and deformable particulates |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US8006760B2 (en) * | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US7906464B2 (en) * | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US7833943B2 (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US20110220360A1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Thomas Lindvig | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix |
US8887816B2 (en) | 2011-07-29 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer compositions for use in downhole tools and components thereof |
US9187686B2 (en) * | 2011-11-08 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Enhanced electrolytic degradation of controlled electrolytic material |
EP2782973A1 (en) | 2011-11-23 | 2014-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation |
US9334721B2 (en) | 2011-12-23 | 2016-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations |
CA2861645C (en) | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
EP2855833A2 (en) | 2012-05-29 | 2015-04-08 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
CN103694979B (zh) * | 2013-12-12 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多氢酸组合物及其应用 |
EP3132000B1 (en) | 2014-04-17 | 2021-12-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10287865B2 (en) | 2014-05-19 | 2019-05-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation |
CN105295886B (zh) * | 2014-08-01 | 2018-12-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种复合缓速酸 |
US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
CN104975840B (zh) * | 2015-06-18 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺 |
CA3002240A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US20170369768A1 (en) * | 2016-06-24 | 2017-12-28 | Cleansorb Limited | Shale Treatment |
US11618849B2 (en) | 2016-06-24 | 2023-04-04 | Cleansorb Limited | Shale treatment |
CA3058974A1 (en) | 2017-04-07 | 2018-10-11 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid |
US11505737B2 (en) | 2017-06-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlling strong acid systems |
US10941618B2 (en) | 2018-10-10 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | High power laser completion drilling tool and methods for upstream subsurface applications |
WO2020076993A1 (en) | 2018-10-10 | 2020-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures |
US11851613B2 (en) | 2020-08-06 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives |
US11739505B1 (en) | 2020-08-11 | 2023-08-29 | Justin Merritt | Water well rehabilitation system |
US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2652360A (en) * | 1951-05-10 | 1953-09-15 | Pure Oil Co | Acidizing siliceous earth formations |
US3157232A (en) * | 1961-06-19 | 1964-11-17 | Halliburton Co | Method of acidizing wells |
US3215199A (en) * | 1963-02-21 | 1965-11-02 | Shell Oil Co | Acidizing oil formations |
US3297090A (en) * | 1964-04-24 | 1967-01-10 | Shell Oil Co | Acidizing oil formations |
US3307630A (en) * | 1964-06-12 | 1967-03-07 | Shell Oil Co | Acidizing oil formations |
US3707192A (en) * | 1970-12-28 | 1972-12-26 | Gulf Research Development Co | Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells |
-
1973
- 1973-10-30 US US00411132A patent/US3828854A/en not_active Expired - Lifetime
-
1974
- 1974-03-27 CA CA196,100A patent/CA1022749A/en not_active Expired
- 1974-04-10 NO NO741340A patent/NO143430C/no unknown
- 1974-04-10 DE DE2417598A patent/DE2417598C2/de not_active Expired
- 1974-04-10 GB GB1589874A patent/GB1468033A/en not_active Expired
- 1974-04-11 NL NL7404947A patent/NL7404947A/xx not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB1468033A (en) | 1977-03-23 |
NO143430C (no) | 1981-02-11 |
CA1022749A (en) | 1977-12-20 |
NO741340L (no) | 1974-10-17 |
US3828854A (en) | 1974-08-13 |
DE2417598A1 (de) | 1974-11-07 |
DE2417598C2 (de) | 1983-11-17 |
NL7404947A (no) | 1974-10-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO143430B (no) | Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer | |
US3953340A (en) | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid | |
US3951827A (en) | Composition and method for removing insoluble scale deposits from surfaces | |
US10597574B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
US4261421A (en) | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation | |
US4090563A (en) | Increasing the clay dissolving capability of a buffer-regulated mud acid | |
US4267887A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
GB2205340A (en) | Method for production of a foam for hydraulic fracturing | |
NO328338B1 (no) | Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike | |
CN107541198B (zh) | 一种用于清除铁硫化物垢的清洗液及其制备方法和应用 | |
DK154942B (da) | Blanding til anvendelse ved betjening af borehuller og fremgangsmaade til fremstilling af blandingen | |
NO854022L (no) | Langsomt herdende sementblandinger og anvendelse derav. | |
NO750554L (no) | ||
NO780895L (no) | Fremgangsmaate og selv-syrende vaeskesystem for aa opploese kiselsyreholdig materiale | |
US8662171B2 (en) | Method and composition for oil enhanced recovery | |
WO2020019593A1 (zh) | 一种针对粘土矿物的溶蚀酸化液及其制备方法 | |
US4203492A (en) | Method for acidizing siliceous materials contained in high temperature formations | |
US4148360A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
AU2019294063B2 (en) | Salt of monochloroacetic acid with chelating agent for delayed acidification in the oil field industry | |
AU2017200953C1 (en) | High density aqueous well fluids | |
WO2021233781A1 (en) | Acidizing treatment fluid for delayed acidification in the oil field industry | |
CN111117584A (zh) | 一种超低渗储层注水井用中性解堵剂及制备方法 | |
CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
CN108003855B (zh) | 一种单液法无机沉淀型堵剂、其制备方法及其用途 | |
RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |