NO154764B - Gel for behandling av underjordiske formasjoner. - Google Patents

Gel for behandling av underjordiske formasjoner. Download PDF

Info

Publication number
NO154764B
NO154764B NO800997A NO800997A NO154764B NO 154764 B NO154764 B NO 154764B NO 800997 A NO800997 A NO 800997A NO 800997 A NO800997 A NO 800997A NO 154764 B NO154764 B NO 154764B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
acid
solution
aqueous
solutions
hydrochloric acid
Prior art date
Application number
NO800997A
Other languages
English (en)
Other versions
NO154764C (no
NO800997L (no
Inventor
Tommy Ray Gardner
Lewis Rhyne Norman
Original Assignee
Halliburton Co
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 Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO800997L publication Critical patent/NO800997L/no
Publication of NO154764B publication Critical patent/NO154764B/no
Publication of NO154764C publication Critical patent/NO154764C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B7/00Halogens; Halogen acids
    • C01B7/01Chlorine; Hydrogen chloride
    • 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
    • C09K8/70Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703Foams
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/933Acidizing or formation destroying

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Biological Depolymerization Polymers (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører gel for behandling av underjordiske formasjoner. Syrebehandlings-
og fraktureringsmetoder som benytter vandige, sure opp-løsninger, utføres ofte i underjordiske brønnformasjoner for et antall formål, hvorav ett er å øke utvinningen av hydrokarboner fra disse. Ved syrebehandling tilføres vandige syreoppløsninger til brønnformasjonene under trykk slik at de sure oppløsninger strømmer inn i porerommene i formasjonene og reagerer med materialer som finnes her, slik at porerommene økes, og permeabiliteten i formasjonen økes.
Ved fraktur-syrebehandling frembringes en
eller flere sprekker eller frakturer i formasjonen, og syreoppløsningene innføres i sprekkene for å etse strømnings-kanaler i disse og/eller å øke porerommet i bruddflatene og i formasjonene.
Økning av viskositeten i en vandig, sur opp-løsning som heretter benevnes "geldannelse eller gelatinering", ved tilføring av visse•svellbare materialer eller geldannelsesmidler har vært gjort tidligere. Ved syrebehandling og/eller fraktur-syrebehandling av underjordiske formasjoner er geldannede eller gelatinerte vandige oppløsninger nyttige for å hindre at syre brukes for tidlig og blir inaktiv. I tillegg tillater gelatinering av de sure oppløsninger utvikling av videre sprekker slik at aktiv syre kan trenges inn i formasjonen fra brønnen. Videre vil en økning av viskositeten i de sure oppløsninger også gjøre det mulig med bedre kontroll av væsketap.
Gelatineringsmidler såsom hydratiserbare gummier og cellulosederivater er blitt benyttet for å øke viskositeten i vandige, sure oppløsninger. Gelene som dannes når man bruker slike gelatineringsmidler, har imidlertid begrenset stabilitet ved høye temperaturer og i nærvær av syrer. Andre gelatineringsmidler som øker viskositeten i vandige, sure oppløsninger, er blitt utviklet og benyttet, men de er ofte vanskelige å dispergere og krever vanligvis betraktelig blanding eller omrøring for utvikling av full viskositet.
Andre tidligere kjente gelatineringsmidler kan danne en uønsket utfelling under oppløsning av formasjonsmaterialer såsom kalksten eller dolomitt, og denne utfelling kan for-
bli i formasjonen og skade den ved å øke permeabiliteten.
Fra DE off. skrift nr. 2.901.222 er det kjent geldannelsesmidler av den aktuelle type som additiver til vandige syreoppløsninger for behandling av underjordiske formasjoner.
I US patent 4.113.631 beskrives sammensetning som benyttes for surgjøring av underjordiske formasjoner. Sammensetningen omfatter et alkyltrimetylammoniumklorid (et kationisk overflateaktivt middel) og et aminoksyd som kan være en blanding av alkyl-N,N-bis(hydroksyetyl)aminoksyder i vandig isopropanol. Sammensetningen anvendes i kombinasjon med de vanlige behandlingsvæsker (vann, saltoppløsning,
syrer, osv.) i en mengde på 0,05-2% av totalinnholdet. Dette patent angår kjemisk forskjellige forbindelser, nemlig alkyltrimetylammoniumklorid og alkyl-bis(hydroksyetyl)aminoksyder i motsetning til polyetoksylerte etylaminer, og den syner-gistiske effekt som observeres i blandingen av de to for-bindelsene med henblikk på skumdannelsesegenskaper og filt-suspenderingsegenskaper.
US patent 4.108.782 angår de samme to stoffer som ovennevnte US patent og tilsetningen av to ytterligere forbindelser.
Ingen av de ovenfor omtalte referanser fore-slår at geldannelsesmiddelet kan anvendes for å utvikle et stabilt skum, og ingen av referansene som omtaler skumming, spesifiserer skumsammensetningen. Således foreslås ikke en skumdannende gel. Undersøkelse av verdiene for skum-halveringstid gitt i ovennevnte US patenter viser at disse verdier befinner seg i området 1-5 minutter, mens halverings-tider i området 8-30 minutter observeres under sammenlign-bare forhold i foreliggende oppfinnelse.
Nylig har skummede, sure oppløsninger blitt benyttet i brønnstimuleringsbehandlinger slik som fraktur-surgjøringsmetoder. Ved slike behandlinger skummes den vandige, sure oppløsning før tilførsel til formasjonen som skal behandles ved å tilsette et skumdanningsmiddel til den sure oppløsning og innsprøyte en inert gass i denne. Slike skummede, sure oppløsninger har vist seg å ha forbedret væsketapskontroll, dvs. at mindre væske lekker inn i de permeable formasjoner.
Geldannelsesmidler som benyttes i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse, virker også som et skumdanningsmiddel og dispergeres lett i en vandig, sur oppløsning'før skumming av oppløsnin<q>. En liten mengde av midlet vil raskt øke viskositeten i den sure oppløsning med minimal blanding og omrøring. Etter skummingen, har det resulterende skummede og gelatinerte, vandige, sure opp-løsning utmerket stabilitet, høy viskositet og lavt væsketap i et bredt temperaturområde, har redusert friksjons-trykk under pumping, relativt ikke skadelig til de underjordiske formasjoner som behandles og, etter å være brukt i de underjordiske formasjoner, og, uten tilførsel .av kjemiske brytningsmidler eller spesielt tilsatsstoffer, nedbrytes til en væske med lav viskositet med utmerkede egenskaper med hensyn til å suspendere fine partikler.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveie-bragt en gel for behandling av underjordiske formasjoner omfattende en vandig oppløsning av minst en uorganisk syre og et geldannelsesmiddel bestående av et vannoppløselig organisk oppløsningsmiddel og et bis(polyetoksylert)alkylamin eller et bis(polyetoksylert)alkenylamin eller en blanding av slike aminer med den generelle formel:
hvor R er en alkyl- eller alkenylgruppe med 8-22 karbonatomer, og x og y hver har en verdi i området 1-10, og denne gelen er kjennetegnet ved at den også inneholder en inert
gass som ved injeksjon i gelen har gitt denne form av et skum hvis gassvolumandel utgjør 50-90% av det totale skumvolum.
Det er foretrukket at den gjennomsnittlige sum
av verdiene x og y i aminene som benyttes, er i området fra 1,8 til 2,2.
Blandinger av etoksylerte, tertiære fettaminer
fra fett og olje såsom kokosolje, soyaolje og talg kan spesielt benyttes i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse.
En foretrukket blanding av etoksylerte fettaminer for bruk i foreliggende oppfinnelse er en blanding av aminer med den generelle formel (I), hvor R er valgt fra mettede eller umettede alifatiske grupper med 14-18 karbonatomer og blandinger av slike grupper, og den gjennomsnittlige sum av verdiene x og y i blandingen av etoksylerte aminer er lik 2.
I den mest foretrukne utførelse har x og y
hver en verdi på 1.
Eksempler på slike aminer er de som skriver seg fra fettsyrer av typen heksadecyl, talg, soya og oleyl, enten mettede eller umettede, enten som rene komponenter eller blandinger.
En rekke organiske oppløsningsmidler kan benyttes for å fremstille gelatineringsmidlene så lenge slike oppløsningsmidler er i stand til å oppløse de etoksylerte fettaminer og så er vannoppløslige. Eksempler på slike opp-løslige, organiske oppløsningsmidler omfatter alkanoler med fra 1 til 5 karbonatomer pr. molekyl, såsom metanol, etanol, isopropanol og t-butanol; ketoner med fra 3 til 6 karbonatomer pr. molekyl, såsom aceton og me.tyletyl keton; poly-hydroksy forbindelser med fra 2 til 6 karbonatomer pr. molekyl såsom etylenglykol og glycerin; etere med fra 2 til 6 karbonatomer pr. molekyl,såsom dioksan og tetrahydrofuran; forbindelser som inneholder både etere og alkoholfunksjoner med fra 4 til 3 karbonatomer pr. mo i ek\ i , ~ åi, oii\ di etylen glykol og trietylen glykol; organiske syrer med fra 1 til 10 karbonatomer pr. molekyl,såsom maursyre, maleon syre, eddiksyre, glukonsyre, levulinsyre og propionsyre; estere med fra 2 til 6 karbonatomer pr. molekyl,såsom metylformat, dimetyl oksylat og dimetyl malonat; og laktoner med fra 3 til 5 karbonatomer pr. molekyl, såsom beta-propyl lakton og gamma-butyl låkton. På grunn av deres ønskelige lave frysepunkt og/eller høye flash punkt hos de resulterende gelatineringsmidler er organiske syrer foretrukket og eddiksyre er mest foretrukket.
De vannoppløslige, organiske oppløsninger som benyttes er fortrinnsvis i flytende fase ved den temperatur hvor det blandes med det etoksylerte fettamin. Videre kan blandinger av organiske oppløsningsmidler benyttes. Et eksempel er en blanding av metanol og glukonsyre.
Gelatinerings-skumdanningsmiddelet som kan benyttes kan fremstilles ved å blande det vannoppløslige organiske oppløsningsmiddel med det etoksylerte fettamin i tilstrekkelig lang tid til å fullstendig å oppløse aminet i oppløsningen. Mengden etoksylert amin oppløst i oppløs-ningsmiddelet kan variere fra 10 til 80. fortrinns-
vis fra 50 til 60 vekt-% amin i oppløsningen.
Som nevnt ovenfor kan de organiske oppløs-ningsmidler benyttes alene, eller i blandinger av oppløs-ningsmidler i den samme kjemiske klasse ( syrer med syrer, ketoner med ketoner og lignende) eller blandinger med opp-løsningsmidler av forskjellig kjemiske klasser (syrer med alkoholer, etere med ketoner og lignende). Et foretrukket organisk oppløsningsmiddel er blandinger av kjemikalier fra forskjellige kjemiske klasser hvor minst en av klassene er en organisk syre.
De etoksylerte fettaminer som kan benyttes er meget vanskelige å oppløse direkte i vanndige, uorganiske,
sure oppløsninger. Men en oppløsning av aminene oppløst
i et vannoppløslig, vandig oppløsningsmiddel, såsom eddiksyre, oppløses lett i en vandig, uorganisk syreoppløsning og øker stort sett umiddelbart viskositeten i syreoppløsn-ingen.
Gelatinerings-skumdanningsmiddelet som anvendes i foreliggende oppfinnelse forårsaker en økning i viskositeten i de vandige,•uorganiske, sure oppløsninger med syrekonsentrasjoner i området fra 1 til 25% aktiv syre i opp-
løsningen beregnet på vektbasis. Men syreoppløsninger med syrekonsentrasjoner som er større enn ca. 25 vekt% kan blandes med gelatineringsmiddelet ifølge oppfinnelsen og slike opp-løsninger, vil, når de reagerer, utvise en betraktlig økning i viskositeten når syrekonsentrasjohen, på grunn av reaksjonen, reduseres til en verdi på ca. 25%. En slik økning i viskositeten fortsetter med fortsatt reduksjon i syrekonsentrasjonen inntil syrekonsentrasjonen når en verdi i området fra 10 til 15%. På denne måten frembringer gelatin-
erings -skumdanningsmiddelet en forsinket gelatineringsevne.
Gelatinerings-skuitdanningsmiddelet som anvendes i oppfinnelsen vil forårsake at viskositeten i de vandige, uorganiske, sure oppløsninger med syrekonsentrasjoner i omt rådet fra 1 til 10%, og nærmere bestemt i området fra 1 til 5%, vil øke raskt forutsatt at nærvær av opp]øste salter i den sure oppløsning er meget lavt og fortrinnsvis fraværende. I denne forbindelse forårsaker nærvær av oppløste salter i gelatinerte syrer at gelene nedbrytes når syrekonsentrasjonen er mindre enn ca. 10% og spesielt når syrekonsentrasjonen er ca. 5%. Denne nedbrytning kan,
som vil fremgå av det etterfølgende, være av spesiell verdi når skummede, sure geler ifølge oppfinnelsen benyttes til å syrebehandle underjordiske formasjoner.
Gelatinerings-skumdanningsmiddelet er spesielt nyttig for å øke viskositeten og skummingen av vandig, uorganiske syreoppløsninger såsom saltsyreoppløsning, svovelsyre-oppløsning, f osf orsyreoppløsning, fluss-syreoppløsninger
og oppløsninger som inneholder blandinger av slike syrer.
Når man fremstiller en gelatinert og skummet, vandig, sur oppløsning ifølge oppfinnelsen, kan syren eller blandingen av syren som benyttes, og er fortrinnsvis, fortynnet med vann for å frembringe en vandig, uorganisk syre-oppløsning med den ønskede syrekonsentrasjon. Et gelatinerings-skumdanningsmiddel, dvs. et etoksylert fettamin eller blanding av slike aminer av den type som er beskrevet ovenfor oppløst i et vannoppløslig, organisk oppløsningsmiddel, tilsettes fortrinnsvis en vandig, syreoppløsning i en mengde i området fra 0,1 til 10 og fortrinnsvis i området fra 2 til 6 vekt-% gelatineringsmiddel i den vandige,
sure oppløsning. Den sure oppløsning og gelatineringsmiddelet omrøres eller blandes i kort tid hvor viskositeten i den vandige, sure oppløsning økes. Nærmere bestemt får man en viss økning i viskositeten når så lite som 0,1% gelatineringsmiddel tilsettes den vandige, sure oppløsning, og større mengder gelatineringsmiddel frembringerøket viskositet. Når gelatineringsmiddelet tilsettes den vandige, sure oppløs-ning i mengder på ca. 10 vekt% av oppløsningen, kan man få viskositeter på ca. 150 centipoise.
Større viskositetsøkning kan man få ved å benytte gelatineringsmidler i mengder på mer enn 10%. Således er 10% ingen grense for evnen hos gelatineringsmiddelet til å øke viskositeten i syren, men betraktes som rettesnor ut fra øknomiske betraktninger og praktiske muligheter når det gjelder den væskebehandling man for tiden benytter og til-hørende pumpeutstyr. Etter at viskositeten i den sure opp-løsning øker ved hjelp av gelatineringsmiddelet, innsprøytes en inert gass, såsom karbondioksyd eller nitrogen til den gelatinerte syre for å frembringe den gelatinerte og skummede, vandige, sure oppløsning som benyttes i oppfinnelsen. Innsprøytingen av inert gass og skumming av den gelatinerte sure oppløsning kan frembringes på en rekke måter som i og for seg er kjent, hvor alle frembringer en meget grundig blanding av gassen med den sure oppløsningen. En foretrukket fremgangsmåte er helt enkelt å pumpe den inerte gass og de gelatinerte sure oppløsninger ved høye hastigheter inn i en T-forbindelse slik at man får høy skjæring og blanding. Mengden av inert gass som kreves, avhenger av graden av skumming eller kvaliteten av det ønskede skum, trykket som gassen innsprøytes med og andre faktorer. En mengde inert gass i området fra 0,075 til 7,45 m 3 pr. liter gelatinert syreoppløsning produserer et skum med en kvalitet i området fra 50 til 90. Skum-kvalitet er definert som forholdet mellom gassvolumet og det totale volum skum ganger 100:
De mest foretrukne gelatinerte og skummede, vandige sure oppløsninger ifølge oppfinnelsen består av en vandig, sur oppløsning som består av vann og en uorganisk, vannoppløselig syre eller blandinger av slike syrer, et gelatineringsmiddel som er til stede i den vandige, sure oppløsning i en mengde i området fra 1 til 10 vekt-% gelatingeringsmiddel av den sure oppløsning og nitrogen i oppløsningen i en mengde som er slik at det fremstilles et stabilt skum. Gelatineringsmiddelet består av en oppløsning av et vannoppløselig, organisk oppløsningsmiddel og en blanding av etoksylerte fettaminer som er til stede i gelatineringsmiddelet i en mengde på 10 til 80 vekt-%
amin av gelatineringsmiddel. De etoksylerte fettaminer har den generelle formel (I), hvor R er valgt fra mettede og umettede alifatiske grupper med fra 16 til 18 karbonatomer og blandinger av slike grupper, og hvor den gjennomsnittlige sum av verdien av x og y i blandingen av etoksylerte aminer er lik 2.
I den mest foretrukne utførelse har x og y i formelen (I) som nevnt hver en verdi på 1.
Gelatinerte og skummede, vandige, sure opp-løsninger ifølge oppfinnelsen er stabile over et vidt tempe-turområde og vil derfor ikke nedbrytes kjemisk med tiden
selv ved temperaturer så høye som 120°C.
Mens de gelatinerte og skummede, vandige-, sure oppløsninger ifølge oppfinnelsen har en rekke bruksområder, passer det spesielt å utføre syrebehandlingen i underjordiske brønnformasjoner for å øke produksjonen av hydrokarboner fra disse. Når de gelatinerte og skummede, vandige, sure oppløs-ninger tilføres til en underjordisk brønnformas jon, forbrukes syren ved omsetting med materialer i formasjoner, f.eks. kalkstein og/eller dolomit, slik at det dannes salter (f.eks. klorid når HC1 anvendes). Dannelsen av salter i den brukte, sure oppløsningen forårsaker at viskositeten i oppløsningen reduseres. Det vil si at etter hvert som syren forbrukes og saltene dannes, vil viskositeten i den forbrukte, sure oppløsning begynne å avta når syrekonsentrasjoner er i området fra 10 til 15%. Kjemikalier som i de foreliggende teknikker benevnes som "nedbrytningsmidler" kreves derfor ikke når de gelatinerte og skummede, sure oppløsninger ifølge oppfinnelsen benyttes for å syrebehandle underjordiske brønnforma-sjoner. De forbrukte, sure oppløsninger, etter nedbrytning og utskilling av gassfasen fra disse, har viskositeter i området fra 5 til 15 centipoise og utmerkede egenskaper med hensyn på partikkelsuspensjon og som letter en effektiv rengjøring av den behandlede formasjon.
Når man benytter de gelatinerte og skummede, vandige, sure oppløsninger for å utføre syrebehandling i underjordiske brønnformas joner, fremstilles først den vandige, sure oppløsning med ønsket syrestyrke. Når man f.eks. skal utføre syrebehandling eller syrebryting i kalksten eller dolomitformasjoner, benyttes ofte vandige, kalksyreoppløs-ninger med konsentrasjoner i området fra 3 til 28
vekt%. Etter at den bestemte, vandige, sure oppløsning som skal benyttes er blitt fremstilt og fortynnet til den ønskede styrke, tilsettes gelatineringsmiddelet ifølge
oppfinnelsen, fortrinnsvis i en mengde på fra '0,1 til 10 vekt-% av den sure oppløsning slik at viskositeten i oppløsningen øker. Andre, konvensjonelle, brønnbehandlings-stoffer såsom korrosjonshemmende midler, tilsatsstoffer for å minske væsketap etc. kan også tilsettes oppløsningen. Den resulterende, gelatinerte, vandige, sure oppløsning skummes ved hjelp av en inert gass, fortrinnsvis nitrogen, og til-føres deretter formasjonen for å frembringe en surgjøring eller en syreoppbrytning av denne. Etter at den skummede, vandige, sureoppløsning er blitt forbrukt ved reaksjoner med materialer i formasjonen og derved brutt ned til en væske med lav viskositet og fraskilt den inerte gass, produ-seres den fra formasjonen og formasjonen rengjøres ved kjente rengjøringsmetoder hvoretter formasjonen bringes i produksjon.
Når en gelatinert og skummet, vandig saltsyre-oppløsning ifølge oppfinnelsen som har en opprinnelig syre-konsentras jon på mindre enn 22 vekt%, benyttes på kalksten eller dolomit for å frembringe kalsiumklorid og magnesium-klorid og deretter avkjøles, kan noe vann og gelatineringsmiddelet skilles ut fra oppløsningen som en tykk, viskøs fase. Utskilling finner ikke sted når den opprinnelige saltsyrekonsentrasjonen er over ca. 22 vekt%. For å hindre utskilling i forbrukte oppløsninger når syrekonsentrasjonene er under 22 vekt%, kan kalsiumklorid tilsettes den vandige, saltsyreoppløsning før gelatineringen i en tilstrekkelig mengde til at etter reaksjonen, vil den brukte oppløsning inneholde en kalsiumklorid konsentrasjon som tilsvarer en forbrukt 22 vekt% saltsyreoppløsning. Mengden! kalsiumklorid som kreves er vansligvis i området fra 1 til 10 vekt-%
av den forbrukte oppløsning. Det vil si at når en gelatinert og skummet, vandig saltsyreoppløsning med en syrekonsentrasjon på over ca. 22 vekt% benyttes for å behandle underjordiske brønnformas joner som inneholder kalsium, behøver man ikke tilsette noe kalsiumklorid til den opprinnelige oppløsning. Når en"gelatinert og skummet, vandig saltsyreoppløsning med
en konsentrasjon på ca. 20 vekt% oppløsning benyttes, tilsettes 36,9 kg kalsiumklorid pr. 1000 1 vandig syreopp-
løsning, noe som hindrer utskilling ved lave temperaturer (66°C og under). Når en gelatinert og skummet, vandig saltsyreoppløsning med en konsentrasjon på 15 vekt% benyttes, tilsettes 124,6 kg kalsiumklorid pr. 1000 1 syreoppløsning for å hindre en slik utskilling.
Følgende eksemplér gis for ytterligere å illu-strere de gelatinerte og skummede, vandige, sure oppløsninger ifølge oppfinnelsen.
Eksempel 1
Gelatinerings-skumdanningsmidler under anvendelse av forskjellige blandinger av etoksylerte fettaminer som oppløses i iseddiksyre. Gelatinerings-skumdannings-midlene tilsettes vandige, sure oppløsninger som inneholder 15 vekt% saltsyre og viskositetene i de resulterende geler bestemmes. Viskositetene i gelene er tilsynelatende viskositeter målt på en modell 35 FANN viscometer med nr. 1 f jaer, standard stempel og muffe, ved værelsestemperatur (22-24°C) og 300 rpm. resultatene av disse prøvene er gjengitt i tabell I nedenunder.
Fra tabell I kan man se at midler som inneholder etoksylerte fettaminer fra kokos, soya, talg, olein og palmitin fettsyrer øker viskositeten av vandig, saltsyreopp-løsninger.
Resultatene i tabell I gir også klart at etoksylerte fettaminer med gjennomsnittlig 2 mol etylenoksyd pr. mol amin og som inneholder hydrokarbon kjedelengder på fra 14 til 18 karbonatomer, vesentlig øker viskositeten av vandig, saltsyreoppløsninger.
Eksempel 2
Et gelatinerings-skumdanningsmiddel fremstilles ved å løse 3 gr. etoksylerte soyaaminer med gjennomsnittlig 2 mol etylenoksyd pr. mol amin i 6 ml (ca. 7 gr.) iseddiksyre. Den gjennomsnittlige sammensetning på en kommersiell blanding av fettsyrer hvorfra soyaamin fremstilles er følgende:
Middelet tilsettes 125 ml (ca. 134 gr.) av en vandig, salt-syreoppløsning som inneholder 15 vekt% saltsyre. Etter blandingen, har den vandige, saltsyreoppløsning en tilsynelatende viskositet på 95 centipois målt på en modell 35 FANN viscometer nr. 1 fjær, standard stempel og muffe ved værelsestemperatur (22-24°C) og 300 rpm.
Eksempel 3
Gelatinerings-skumdanningsmiddelet fremstilles ved å oppløse 5 gr. etoksylerte talgaminer med et gjennomsnittlig etylenoksyd innhold på 2 mol pr. mol amin med forskjellige organiske oppløsninger. Midlet tilsettes deretter i mengder på 10 ml til 200 ml vandig, sur oppløsning fremstilt ved å tilsette 126,8 ml springvann med 73,2 ml saltsyreoppløsning som inneholder 37,5% saltsyre og på denne måte å frembringe 200 ml av en 15% HC1 oppløsning som veier 215 gr. Oppløsningen inneholder også 25 gr. kalsiumklorid og 0,4 ml saltsyrerkorrosjonsinhibitor. Etter at midlene er blandet med de sure oppløsninger, bestemmes de tilsyne-latendeviskositeter i de resulterende gelatinerte, vandige, saltsyreoppløsninger ved å benytte en modell 35 FANN viscometer, nr. 1 fjær, standard stempel og muffe ved 27°C og 300 rpm. Resultatene av disse prøver er vist i tabell II nedenunder.
Eksempel 4
Gelatinerings-skumdanningsmidler fremsti lies ved å oppløse etoksylerte talgaminer med gjennomsnittlig 2 mol etylenoksyd pr. mol amin i forskjellige organiske syrer i mengder på 50 vekt% amin-syreoppløsning. Hver av disse midler tilsettes vandige,saltsyreoppløsninger i mengder på 5 vekt% middel til syreoppløsningene, og viskositetene i de resulterte, gelatinerte, vandige sure oppløsninger bestemmes ved forskjellige temperaturer. Hver av de vandiqe, sure oppløsninger inneholder 15 vekt% saltsyre, 12,5 gr. kalsiumklorid pr. 100 cm 3sur oppløsning, og 0,2 vekt% av en saltsyre-korrosjonsinhibitor.
TABELL III - VISKOSITETER I GELATINERTE, SALTSYREOPPLØSNINGER VED FOR^ SKJELLIGE TEMPERATURER UNDER ANVENDELSE AV GELATINERINGSMIDLER SOM INNEHOLDER FORSKJELLIGE ORGANISKE SYRER.
Som vist i tabellene II og III ovenfor, vil gelatineringsmidler hvor maursyre benyttes som oppløsnings-middel for amin, få den høyeste tilsynelatende viskositet i saltsyreoppløsninger. Men på grunn'av at oppløsning av etoksylerte fettaminer i maursyre er vanskelig, er eddiksyre foretrukket for bruk i overensstemmelse med oppfinnelsen.
Eksempel 5
Et gellatinerings-skumdanningsmiddel fremstilles ved å oppløse etoksylerte talgaminer med gjennomsnittlig etylenoksydinnhold på 2 mol pr. mol amin i eddiksyre i en mengde på 50 vekt% amin-syreoppløsning. Forskjellige mengder gelatineringsmiddel tilsettes vandige saltsyreoppløsninger som inneholder 15 vekt% saltsyre og 0,4 vekt% saltsyre-korrosjonsinhibitor. De tilsynelatende viskositeter i de resulterende gelatinerte, vandige, saltsyreoppløsninger bestemmes under forskjellige temperaturer og ved anvendelse av en modell 35 FANN viscometer, nr. 1 fjær, standard stempel og muffe ved 300 rpm. Resultatene av disse prøvene er gitt i tabell IV nedenunder.
TABELL IV - VISKOSITETER AV GELATINERTE, VANDIGE, SALTSYREOPPLØSNINGER VED FORSKJELLIGE TEMPERATURER UNDER ANVENDELSE AV FORSKJELLIGE MENGDER GELATINERINGSMIDDEL.
\
Fra tabell IV kan man se at ved å øke mengden gelatinerings-skumdanningsmiddel som tilsettes en vandig opp-løsning, økes viskositeten i den resulterende, gelatinerte oppløsning.
Eksempel 6
Et gelatinerings-skumdanningsmiddel fremstilles ved å oppløse etoksylerte talgaminer med et etylenoksydinnhold på 2 mol pr. mol amin i iseddiksyre i en mengde på 50 vekt% av den resulterende oppløsning. En del av middelet tilsettes en vandig, saltsyreoppløsning i en mengde på 2 vekt% av den sure oppløsning. Den sure oppløsning inneholder 15 vekt% saltsyre, 12,5 gr. kalsiumklorid pr. 100 cm 3 oppløsning og 0,2 vekt% saltsyre-korrosjonsinhibitor. Den resulterende, gelatinerte, vandige, saltsyreoppløsning forbrukes til 10,3 vekt% aktiv saltsyre ved å omsette oppløsningen med kalksten Viskositetene av den forbrukte oppløsning bestemmes ved forskjellige temperaturer under anvendelse av en modell 35 FANN viscometer, nr. 1 f jaer, standard stempel og muffe ved 300 rpm. Resultatene av disse prøver er gitt i tabell V.
TABELL V - VISKOSITETER AV GELATINERT, 15 VEKT% VANDIG SALTSYRE-OPPLØSNING VED FORSKJELLIGE TEMPERATURER ETTER AT DEN ER FORBRUKT
TIL 10,3 VEKT% AKTIV SYRE
Av tabell V kan man se at når en gelatinert,
15 vekt%, saltsyreoppløsning forbrukes til en aktiv komsentra-sjon på 10,3 vekt%, brytes en syreoppløsning ned til en viskositet på mindre enn ca. 10 cp ved en temperatur på 37°C.
Eksempel 7
Et gelatinerings-skumdanningsmiddel fremstilles som beskrevet i eksempel 6 og tilsettes en vandig, saltsyre-oppløsning i en mengde på 5 vekt% av den sure oppløsning. Saltsyreoppløsningen inneholder 28 vekt% saltsyre og 6,5
vekt% syre-korrosjonsinhibitor. Den resulterende, gelatinerte, vandige saltsyreoppløsning f orbrukes >'ved omsetting med kalksten til forskjellige, aktive syrekonsentrasjoner og viskositetene av slike delvis forbrukte oppløsninger bestemmes ved forskjellige temperaturerer og ved anvendelse av en modell 35 FANN viscometer, nr. 1 fjær, standard stempel og muffe ved 300 rpm. Resultatene av disse prøver er gitt i tabell VI vist nedenunder.
TABELL VT - VISKOSITETER AV GELATINERTE, 28 VEKT%, VANDIGE SALTSYRE-OPPLØSNTNGER VED FORSKJELLIGE TEMPERATURER ETTER AT DE ER FORBRUKT FORSKJELLIGE, AKTIVE SYREKONSENTPASJONER.
Fra tabell VI kan man se at når en gelatinert, vandig, saltsyreoppløsning som inneholder 28 vekt% saltsyre og brukes til en aktiv syrekonsentrasjon på under ca. 16 vekt%, brytes en slik brukt oppløsning ned til en viskositet på under ca. 5 cp ved 66°C.
Eksempel 8
Et gelatinerings-skumdanningsmiddel fremstilles ved å oppløse etoksylerte talgaminer med et etylenoksyd innhold på 2 mol pr. mol amin i iseddiksyre i en mengde på 5 0 vekt% av oppløsningen.. Deler av middelet tilsettes til vandige, saltsyreoppløsninger og de resulterende, gelatinerte saltsyreoppløsninger forbrukes ved omsetting ved kalksten.
De tilsynelatende viskositeter av de forbrukte oppløsninger måles på en modell 35 FANN viscometer, nr. 1 fjær, standard stempel og muffe ved 3 00 rpm. Suspensjonsegenskapene og for partikler eller finfordelt materiale i de brukte, sure opp-løsninger bestemmes ved å plassere 2 gr. finfordelt materiale i 100 ml av de forbrukte oppløsninger, blande oppløsningene og derettter la det finfordelte materiale bunnfelle i opp-løsningen i 6 timer. Det finfordelte materiale som forblir suspendert i oppløsningen etter 6-timers perioden, bestemmes ved å oppsamle materiale ved sentrifugering, vaske, tørke og veie. Resultatene av disse prøver er gitt i tabell VII nedenunder.
Fra tabell VI kan man se at de forbrukte, gelatinerte, vandige, sure oppløsninger har utmerket evne til å suspendere finfordelt materiale.
Eksempel 9
Et gelatinerings-skumdanningsmiddel fremstilles ved å oppløse etoksylerte talgaminer med et etylenoksydinnhold på 2 mol pr. mol amin i iseddiksyre i en mengde på 5 0 vekt% av oppløsningen. Forskjellige deler av middelet tilsettes vandig, 15 vekt%'s saltsyreoppløsninger og de resulterende gelatinerte, saltsyreoppløsninger ved forskjellige viskositeter skumdannes i en skumgenerator.
Skum kan fremstilles ved en rekke fremgangs-måter. En hvilket som helst type blandekammer er tilstrekkelig når luft eller nitrogen kan blandes grundig med den vandige, sure oppløsning som skal skummes.
Finfordelt luft som frembringer meget små bobler i skummet er nødvendig. Denne oppbrytning av luften i små bobler kan oppnås ved å benytte små åpninger, mekaniske ører, nett, eller porøs gassfritte. En åpning med et luft-innblåsingsystem benyttes i disse prøver.
Kvaliteten på skum bestemmes av følgende forhold:
Det fremstilles skum under anvendelse av forhol mellom gass og væske, slik at man får kvaliteter på 60 til 90.
Den statiske stabilitet i det fremstilte skum måles ved å oppsamle skum i en 100 cm 3 sylinder og å måle tiden som kreves for at væsken skal dreneres fra skummet.
En kurve på %-andel'væske som er utskilt mot tiden i sekundei fremstilles, og hellingsvinkelen på denne er dreneringshast-igheten. Halvlivet for skummet bestemmes deretter ved følgende forhold:
Viskositetene i de gelatinerte,saltsyreopp-løsninger bestemmes ved å benytte en modell 35 FANN viscometer, nr. 1 fjær, standard stempel og muffe ved 300 rpm og ved en værelsestemperatur (22-24°C).
Resultatene av disse prøvene er gjengitt i tabell VIII nedenunder.
TABELL VIII - SKUMSTABILITET I GELATINERTE OG SKUMMEDE 15 VEKT%'s VANDIGE SALTSYREOPPLØSNINGER.
Fra tabell VIII kan man se at skumstabiliteten i de gelatinerte..og skummede, vandige', sure oppløsninger ifølge oppfinnelsen øker med øket viskositet og at man får utmerket skumstabilitet.

Claims (1)

1. Gel for behandling av underjordiske formasjoner omfattende en vandig oppløsning av minst en uorganisk syre og et geldannelsesmiddel bestående av et vannoppløselig organisk oppløsningsmiddel og et bis(polyetoksylert)alkyl-amin eller et bis(polyetoksylert)alkenylamin eller en blanding av slike aminer med den generelle formel:
hvor R er en alkyl- eller alkenylgruppe me"d 8-2 2 karbonatomer, og x og y hver har en verdi i området 1-10, karakterisert ved at gelen også inneholder en inert gass som ved injeksjon i gelen har gitt denne form av et skum hvis gassvolumandel er 50-90% av det totale skumvolum.
NO800997A 1979-11-19 1980-04-08 Gel for behandling av underjordiske formasjoner. NO154764C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/095,860 US4324669A (en) 1979-11-19 1979-11-19 Foamed high viscosity aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO800997L NO800997L (no) 1981-05-20
NO154764B true NO154764B (no) 1986-09-08
NO154764C NO154764C (no) 1986-12-17

Family

ID=22253918

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO800997A NO154764C (no) 1979-11-19 1980-04-08 Gel for behandling av underjordiske formasjoner.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4324669A (no)
AU (1) AU530165B2 (no)
BR (1) BR8002584A (no)
CA (1) CA1153271A (no)
DE (1) DE3012058C2 (no)
GB (1) GB2063840B (no)
IT (1) IT1132115B (no)
NO (1) NO154764C (no)

Families Citing this family (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4498997A (en) * 1983-06-24 1985-02-12 Halliburton Company Method and composition for acidizing subterranean formations
US4591447A (en) * 1984-03-16 1986-05-27 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4695389A (en) * 1984-03-16 1987-09-22 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4743395A (en) * 1986-09-12 1988-05-10 The Drackett Company Thickened acid cleaner compositions containing quaternary ammonium germicides and having improved thermal stability
US5009799A (en) * 1988-02-16 1991-04-23 Nalco Chemical Company Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method
US5061386A (en) * 1990-07-16 1991-10-29 Shell Oil Company Surfactant composition
US6435277B1 (en) * 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
US5827803A (en) * 1997-05-07 1998-10-27 Loree; Dwight N. Well treatment fluid
US6399546B1 (en) 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
CA2405256C (en) 2000-04-05 2009-06-02 Schlumberger Canada Limited Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US6419017B1 (en) * 2000-09-20 2002-07-16 Bj Services Company Method of preventing gas breakthrough in an oil bearing formation
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7084095B2 (en) * 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US7205262B2 (en) * 2001-12-12 2007-04-17 Weatherford/Lamb, Inc. Friction reducing composition and method
US7183239B2 (en) * 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
US8273693B2 (en) * 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US7405188B2 (en) 2001-12-12 2008-07-29 Wsp Chemicals & Technology, Llc Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same
US20030114315A1 (en) * 2001-12-12 2003-06-19 Clearwater, Inc. Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7119050B2 (en) * 2001-12-21 2006-10-10 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US6555505B1 (en) 2002-03-08 2003-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed acidizing fluids, additives and methods of acidizing subterranean zones
CA2495342C (en) * 2002-08-15 2008-08-26 Schlumberger Canada Limited Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments
US7345012B2 (en) * 2004-12-15 2008-03-18 Schlumberger Technology Corporation Foamed viscoelastic surfactants
US7378378B2 (en) * 2002-12-19 2008-05-27 Schlumberger Technology Corporation Rheology enhancers
US6986392B2 (en) * 2003-03-25 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same
US7303018B2 (en) * 2003-07-22 2007-12-04 Bj Services Company Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid
US7148184B2 (en) * 2003-07-22 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting foamed system
US6832652B1 (en) * 2003-08-22 2004-12-21 Bj Services Company Ultra low density cementitious slurries for use in cementing of oil and gas wells
US7237608B2 (en) * 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
US7303019B2 (en) * 2005-02-15 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods
US20060183646A1 (en) * 2005-02-15 2006-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US7159659B2 (en) * 2005-02-15 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods
US7299874B2 (en) * 2005-02-15 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and associated methods
US20070060482A1 (en) * 2005-09-13 2007-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US7261160B2 (en) * 2005-09-13 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US7658226B2 (en) * 2005-11-02 2010-02-09 Schlumberger Technology Corporation Method of monitoring fluid placement during stimulation treatments
US7571766B2 (en) * 2006-09-29 2009-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
US8613313B2 (en) 2010-07-19 2013-12-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for reservoir characterization
MX358434B (es) 2011-01-31 2018-08-06 Halliburton Energy Services Inc Incremento de la complejidad de la fractura en formacion subterranea permeable ultra baja usando un material particulado degradable.
CN103509544B (zh) * 2012-06-18 2016-08-17 中国石油化工股份有限公司 一种泡沫酸及其制备和使用方法
US8955588B2 (en) 2012-09-10 2015-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid
CN103061734B (zh) * 2013-01-06 2016-04-20 山西蓝焰煤层气集团有限责任公司 一种煤层气井裸眼化学造穴方法
WO2015065488A1 (en) 2013-11-04 2015-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Freeze/thaw stable latex emulsion for treatment of well bore tar
US10995262B2 (en) * 2015-11-16 2021-05-04 Multi-Chem Group, Llc Ethoxylated amines for use in subterranean formations
US10640698B2 (en) * 2015-11-16 2020-05-05 Multi-Chem Group, Llc Ethoxylated amines for use in subterranean formations
CA3058974A1 (en) 2017-04-07 2018-10-11 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for controlled delivery of acid
US10100245B1 (en) 2017-05-15 2018-10-16 Saudi Arabian Oil Company Enhancing acid fracture conductivity
CN110785471B (zh) 2017-06-23 2023-03-03 沙特阿拉伯石油公司 用于控制强酸系统的组合物和方法
US10655443B2 (en) 2017-09-21 2020-05-19 Saudi Arabian Oil Company Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids
WO2020076993A1 (en) 2018-10-10 2020-04-16 Saudi Arabian Oil Company Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures
CA3153304A1 (en) 2019-09-05 2021-03-11 Saudi Arabian Oil Company Propping open hydraulic fractures
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
US11851613B2 (en) 2020-08-06 2023-12-26 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
US12071589B2 (en) 2021-10-07 2024-08-27 Saudi Arabian Oil Company Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1068191B (no) * 1959-11-05
US2596137A (en) * 1949-02-19 1952-05-13 Stanolind Oil & Gas Co Removing deposits from wells
US2778427A (en) * 1952-02-18 1957-01-22 Dow Chemical Co Acidizing wells
US3373107A (en) * 1964-07-16 1968-03-12 Milchem Inc Friction pressure reducing agents for liquids
US3980136A (en) * 1974-04-05 1976-09-14 Big Three Industries, Inc. Fracturing well formations using foam
US3937283A (en) * 1974-10-17 1976-02-10 The Dow Chemical Company Formation fracturing with stable foam
US4044833A (en) * 1976-06-08 1977-08-30 Phillips Petroleum Company Acid foam fracturing
US4113631A (en) * 1976-08-10 1978-09-12 The Dow Chemical Company Foaming and silt suspending agent
US4061580A (en) * 1976-09-08 1977-12-06 The Lubrizol Corporation Thickened aqueous compositions for well treatment
CA1100300A (en) * 1978-01-23 1981-05-05 Eugene A. Elphingstone Treating subterranean well formations
GB2012837A (en) * 1978-01-23 1979-08-01 Halliburton Co Aqueous acid galling agents and acid solutions gelled therewith
CA1109356A (en) * 1978-01-23 1981-09-22 Lewis R. Norman Gelled aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same
US4231882A (en) * 1978-10-20 1980-11-04 Halliburton Company Treating subterranean well formations

Also Published As

Publication number Publication date
NO154764C (no) 1986-12-17
US4324669A (en) 1982-04-13
DE3012058C2 (de) 1983-09-29
AU530165B2 (en) 1983-07-07
GB2063840A (en) 1981-06-10
DE3012058A1 (de) 1981-05-21
CA1153271A (en) 1983-09-06
IT1132115B (it) 1986-06-25
GB2063840B (en) 1983-03-09
AU5727080A (en) 1981-05-21
BR8002584A (pt) 1981-06-09
IT8022772A0 (it) 1980-06-13
NO800997L (no) 1981-05-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO154764B (no) Gel for behandling av underjordiske formasjoner.
US5226479A (en) Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
EP1342881B1 (en) Foamed acidizing fluids
US7303019B2 (en) Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods
US4695389A (en) Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US7055628B2 (en) Well drilling method and drilling fluid
US4591447A (en) Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
AU2006247376B2 (en) Clean up additive for viscoelastic surfactant based fluids
US4440653A (en) Highly stable alcohol foams and methods of forming and using such foams
US7036590B2 (en) Two stage subterranean zone fracturing fluids and methods
US20060283597A1 (en) Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation
NO328673B1 (no) Bronnhulls-behandlingsfluid og fremgangsmate for a behandle en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et borehull
US20050037941A1 (en) Contaminant-tolerant foaming additive
WO2007026144A1 (en) Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use
EA007350B1 (ru) Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ
US20090114390A1 (en) High temperature aqueous-based zirconium crosslinking composition and use
WO2004096942A1 (en) Amidoamine salt-based viscosifying agents and method of use
CA1092796A (en) Well stimulation method using foamed acid
NO174523B (no) Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner
CA2315544A1 (en) Fracturing method using aqueous or acid based fluids
US4231882A (en) Treating subterranean well formations
NO790210L (no) Gellerte vandige uorganiske syreopploesninger og fremgangsmaate for behandling av underjordiske broennformasjoner
CN109666465B (zh) 一种钻井液用胶乳封堵剂的制备方法和钻井液
US4028257A (en) Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids
KR20190019142A (ko) 저-인 및 비-인 겔화 탄화수소 유정 처리 유체