NO143430B - Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer - Google Patents

Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer Download PDF

Info

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
Application number
NO741340A
Other languages
English (en)
Other versions
NO143430C (no
NO741340L (no
Inventor
Charles Clark Templeton
Evan Hoskins Street Jr
Edwin Allen Richardson
Original Assignee
Shell Int Research
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of NO741340L publication Critical patent/NO741340L/no
Publication of NO143430B publication Critical patent/NO143430B/no
Publication of NO143430C publication Critical patent/NO143430C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72Eroding 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.
NO741340A 1973-04-16 1974-04-10 Fremgangsmaate og selvsurgjoerende vaeskesystem for behandling av silisiumholdige materialer NO143430C (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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