NO174523B - Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner - Google Patents

Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner Download PDF

Info

Publication number
NO174523B
NO174523B NO863510A NO863510A NO174523B NO 174523 B NO174523 B NO 174523B NO 863510 A NO863510 A NO 863510A NO 863510 A NO863510 A NO 863510A NO 174523 B NO174523 B NO 174523B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
agent
cross
formation
amount
zirconium
Prior art date
Application number
NO863510A
Other languages
English (en)
Other versions
NO174523C (no
NO863510D0 (no
NO863510L (no
Inventor
Joe M Sandy
Gerald Don Smith
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 NO863510D0 publication Critical patent/NO863510D0/no
Publication of NO863510L publication Critical patent/NO863510L/no
Publication of NO174523B publication Critical patent/NO174523B/no
Publication of NO174523C publication Critical patent/NO174523C/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
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • 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
    • Y10S507/903Crosslinked resin or polymer
    • 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
    • Y10S507/935Enhanced oil recovery

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Soy Sauces And Products Related Thereto (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt fremgangsmåte for behandling av underjordiske formasjoner som er gjennomboret av et brønnhull, og mer spesielt en fremgangsmåte for midlertidig plugging av deler av formasjoner som er gjennomboret av et brønnhull ved inji sering i formasjonene gjennom produksjonsrøret eller foringsrøret av en selvfortykkende og fortynnende fluid sammensetning.
Et problem som oppstår ved behandlingsoperasjoner der midlertidig plugging eller blokkering av en del av et brønnhull skal utføres ved anvendelse av selvfortykkende fluide sammensetninger, er stabilitet for pluggingsgelen overfor varme. Ved stabilitet overfor varme menes bibe-holdelse av de forøkede eller forsterkede viskositetsegen-skapene under bruksbetingelsene. For at slike sammensetninger skal være tilfredsstillende bør de være tilstrekkelig stabile til å motstå nedbrytning av varmen i formasjonen i en tidsperiode som er tilstrekkelig til å oppnå det tilsiktede formål, dvs plugging eller minsking av formasjonspermea-bilitet over en ønsket tidsperiode. Graden av stabilitet som skal til i en spesiell operasjon vil variere med slike operasjonsvariable som type av formasjon som behandles, formasjonens temperatur, brønndybden (tid som går med til å pumpe den fluide sammensetningen ned gjennom brønnen og inn i formasjonen), polymerkonsentrasjonen i sammensetningen, og lignende.
Formasjonens temperatur har vanligvis en sterk virkning på stabiliteten til de geldannede fluide sammensetningene og er generelt en av de viktigste operasjonsvariablene når det gjelder stabiliteten. Forøkede formasjonstemperaturer har vanligvis i det minste en uønsket effekt. En slik effekt kan være nedbrytning av sammensetningene, dvs en minsking i viskositet. Det kan således være at noen sammensetninger som ville være tilfredsstillende pluggingsmidler i en lavtempera-turformasjon ikke er tilfredsstillende i formasjoner som har høyere temperaturer slik som tilfellet er i dypere brønner. Et problem som også møtes ved anvendelse av fortykkede sammensetninger ved behandling av formasjoner er den letthet med hvilken behandlingssammensetningen kan fjernes etter at operasjonen er fullført. Noen fortykkede eller sterkt viskøse oppløsninger er vanskelige å fjerne fra porene i formasjonen etter at operasjonen er fullført. Enkelte ganger kan en tiltettende rest bli sittende igjen i formasjonens porer. Dette kan hindre produksjonen av fluider fra formasjonen og kan nødvendiggjøre kostbare opprensningsoperasjoner. Det ville være ønskelig å være i besittelse av geldannede fluide sammensetninger som nedbrytes og får mindre viskositet iløpet av en kort tid etter at operasjonen er fullført.
For tiden brukes guargummi og guargummiderivater sammen med andre naturgummier ved fremstillingen av viskøse fluider som benyttes i behandlingen av underjordiske formasjoner for å gi fluidet tilstrekkelig viskositet når det anvendes ved temperaturer over fra 52 til 177°C. Guargummi og guargummi-derivatene har evne til å bli tverrbundet av en rekke forskjellige flerverdige metaller, slik som f.eks titan, zirkonium, krom, antimon, niob og lignende. Skjønt de ikke er helt tilfredsstillende så danner disse viskositetsregulerende midlene et "geldannet" fluid som har en viskositet som er større enn den til den ikke-tverrbundete guargummien og dens derivater. Guar og de andre gummiene inneholder imidlertid typisk vesentlige mengder, dvs fra 1,5 til over 10 vekt-# uoppløselig materiale. Tilstedeværelsen av slik uoppløselig materiale i et fluid er meget uønsket når det midlertidige blokkeringsmidlet fortynnes fordi det kan tilstoppe porene i formasjonen eller frakturen.
Det ville være å anta at celluloseetere slik som hydroksyetylcellulose ville være et mulig alternativ til guargummi, guarderivater og andre gummier for bruk i geldannelsesfluider på grunn av deres vesentlig lavere innhold av uoppløselig materiale. Dette har imidlertid ikke vært tilfelle fordi celluloseetrene generelt ikke har vært istand til å gi geldannede fluider med den nødvendige viskositet ved forhøyede temperaturer som kan oppnås ved bruk av guargummi og guarderivater. Videre har hydroksyetylcellulose og dets derivater generelt ikke vært istand til å bli tilstrekkelig tverrbundet hvilket er en nødvendig forutsetning for oppnåelse av tilstrekkelige viskositetsnivåer i fluidene for mer hardføre anvendelser.
Foreliggende oppfinnelse gir en løsning på eller letter i vesentlig grad disse problemene ved at det tilveiebringes en fremgangsmåte for behandling av underjordiske formasjoner for midlertidig nedsettelse av formasjonens permeabilitet ved anvendelse av et spesielt geldannelsesmiddel.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en fremgangsmåte for midlertidig plugging av en underjordisk formasjon, omfattende fremstilling av en fluid sammensetning ved blanding av en vandig væske, et geldannelsesmiddel omfattende en celluloseeter som er kjemisk modifisert slik at den inkorporerer pendante, vicinale dihydroksygrupper, hvor geldannelsesmiddelet har en DS-verdi med hensyn til nevnte dihydroksygrupper fra 0,3 til 1,3 og viser skjær-varmestabilitet ved en temperatur på over 93° C, og hvor geldannelsesmiddelet er til stede i en mengde på over 0,3 vekt-# av nevnte vandige væske, et tverrbindingsmiddel omfattende en zirconium IV-holdig forbindelse og et pH-justeringsmiddel, og pumping av sammensetningen til formasjonen, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at det under fremstillingen av sammensetningen sørges for at pH-justeringsmidlet, i det minste umiddelbart før tilsetningen av et tverrbindingsmiddel, gir en innledende pH til nevnte fluide sammensetning på under 5 for å retardere virkningen av tverrbindingsmiddelet, i det det anvendes en mengde av nevnte tverrbindingsmiddel på 300 - 700 ppm, og geldannelsesmidlet tverrbindes til dannelse av en stiv gel i formasjonen.
Det geldannede fluidet innføres i en underjordisk formasjon gjennom et brønnhull som går inn i formasjonen, hvorved tverrbindingsmidlet forårsaker utvikling av en tverrbundet struktur i fluidet hvorved fluidets viskositet økes i sterk grad hvilket forårsaker dannelse av en stiv gel som plugger i betydelig grad reduserer permeabiliteten til i det minste en del av den underjordiske formasjonen. Det geldannede fluidet kan også innbefatte et brytningsmiddel for å lette regulert fluidviskositetsreduksjon og lette fluidgjenvinning, eller en gelstabilisator ved høyere temperaturer for å redusere nedbrytningshastigheten slik at behandlingen kan utføres på vellykket måte i formasjonen.
Den fluide sammensetningen kan lett pumpes inn i en underjordisk formasjon under anvendelse av konvensjonelt pumpe-utstyr og rørgods som normalt er tilgjengelig ved brønnens åpning.
Den vandige væsken avnendes for å hydratisere geldannelsesmidlet før tverrbinding. Den vandige væsken kan omfatte et hvilket som helst vandig fluid som vil hydratisere gelen, men en slik hydratisering at det geldannede fluidets egenskaper ikke påvirkes på uheldig måte.
Geldannelsesmidlet som anvendes i foreliggende oppfinnelse omfatter som nevnt en celluloseeter. Mens foreliggende oppfinnelse hovedsakelig vil bli beskrevet i forbindelse med bruk av hydroksyetylcellulose som celluloseeter så skal det forstås at andre celluloseetere likeledes kan benyttes. For eksempel kan hydroksypropylcellulose, karboksymetylcellulose, alkylcelluloser slik som metyl- og etylcellulose, blandede etere, slik som karboksymetylhydroksyetylcellulose og lignende, benyttes hensiktsmessige betingelser.
Geldannelsesmidlet må være vannoppløselig. Som kjent er hydroksyetylcelluloser som har en molarsubstitusjon (MS) fra 1,5 til 3,5 eller deromkring, vannoppløselige. Uansett om utgangsmaterialet i dannelsen av geldannelsesmidlet er vannoppløselig, så er det tilfredsstillende dersom det resulterende produktet er vannoppløselig. I foreliggende oppfinnelse kan det således i det vesentlige benyttes et hvilket som helst polysakkarid som er istand til inkorpo-rering av den pendante vicinale dihydroksystrukturen som skal beskrives nærmere i det nedenstående.
Det benyttede geldannelsesmidlet omfatter en celluloseeter som er kjemisk modifisert slik at den innbefatter pendante, vicinale dihydroksygrupper som antar eller kan anta cis-geometri. For å lette en forståelse av foreliggende oppfinnelse vil det i det følgende spesielt vises til en celluloseeter omfattende hydroksyetylcellulose. Inkorporeringen av de vicinale dihydroksygruppene kan oppnås ved reaksjon av hydroksyetylcellulosen med renset glycidol, som er en kommersielt tilgjengelig forbindelse.
Glycidolderivater eller -forbindelser slik som 3-klor-l,2-propandiol (i det følgende "CPD"), som danner glycidol in situ, kan også benyttes. Anvendelse av et høyrent materiale er ønskelig for å minimalisere urenheter som kan forstyrre den ønskede yteevnen til det resulterende produkt. I tillegg kan andre forbindelser som vil gi en pendant, vicinal dihydroksystruktur, slik som f.eks 2,3-epoksy-l,4-butandiol, også anvendes.
Likeledes kan det som i det etterfølgende vil bli betegnet "råglycidol" benyttes for å inkorporere den ønskede pendante, vicinale dihydroksystruktur. For dette formål blir CPD av høy renhet oppløst i et egnet oppløsningsmiddel slik som f.eks etanol, isopropanol eller t-butanol, og temperaturen justeres til ca 18°C (± 2,2°C). Natriumhydroksyd (50 vekt-# vandig oppløsning) tilsettes iløpet av en periode på ca 1 time under avkjøling for å holde temperaturen ved ca 18°C. Etter at tilsetningen er fullført hensettes reaksjonsblandingen ved omgivelsesbetingelser i ca 40 min. Reaksjonsblandingen blir deretter filtrert og det resulterende filtrat kan anvendes uten ytterligere behandling for reaksjon med hydroksyetylcellulosen for å syntetisere geldannelsesmidlene som anvendes i foreliggende oppfinnelse.
Råglycidolen bør anvendes relativt raskt etter fremstilling, dvs iløpet av 1 eller 2 dager. Den relativt raske bruken unngår en rekke uønskede reaksjoner som ellers kan finne sted og som kunne resultere i hydrolyse av glycidolen, polymerisa-sjon derav, og lignende. Lagring av råglycidolen ved lave temperaturer kan forlenge brukstiden i en viss grad.
Det skal forstås at de heri angitte reaksjonsbetingelsene for fremstilling av råglycidolen kun er ment rent eksempelvis. Det som anses som viktig er at syntesen foretas vesentlig i et organisk medium, forskjellig fra det vannet som er forbundet med tilsetningen av natriumhydroksydet. Dette sikrer at mengden av vann i råglysidolen ikke vil være så stor at det nødvendiggjør ytterligere behandling for å redusere vann-nivået til det som er ønsket for reaksjon med hydroksyetylcellulosen. Det er også ønskelig å benytte et kaustisk nivå som vil sikre at vesentlig intet natriumhydroksyd vil være tilbake etter fullføring av reaksjonen og å utføre reaksjonen ved vesenltig omgivende temperaturbeting-elser.
Videre kan den pendante, vicinale dihydroksystrukturen inkoroperers ved bruk av en aromatisk polyol hvori i det minste to hydroksylgrupper befinner seg på tilstøtende karbonatomer. Denne strukturen vil være vesentlig ekvivalent med den vicinale dihydroksystrukturen på alifatiske alkoholer som antar, eller kan anta, cis-geometri.
Inkorporeringen av den pendante, vicinale dihydroksystrukturen kan generelt utføres ved anvendelse av de standard oppslemmingsteknikkene som er kjent for fremstilling av celluloseetere. Det må imidlertid tas hensyn til prosesspara- metrene som velges for å sikre at det resulterende slutt-produktet har de ønskede egenskapene.
Den grunnleggende fremgangsmåte innebærer reaksjoner som kan angis ved følgende serie av ligninger:
hvor "cell" reprensetnerer cellulosehovedkjeden.
En rekke forskjellige fortynningsmidler slik som f.eks alkoholer, ketoner, og lignende og blandinger derav er kjent for bruk i dannelsen av celluloseetere. Det er foretrukket å anvende aceton forid polysakkaridprodukter som har forbedrede egenskaper med hensyn til ytelsesevne har blitt oppnådd. Isopropanol og t-butanol har også vist seg å være tilfredsstillende .
Forholdet for fortynningsmiddel til hydroksyetylcellulose kan varieres innenfor vide grenser. Det oppnådde produkt viser seg ikke å være spesielt følsomt overfor det benyttede forhold. Det har blitt funnet egnet å anvende vektforholdet i området fra minst 4:1 til 25:1 eller over dette, mer ønskelig fra 5:1 til 10:1. Bruken av relativt høye forhold for fortynningsmiddel til hydroksyetylcellulose har tilbøyelighet til å kreve lengre reaksjonstider for oppnåelse av produkter med de nødvendige egenskaper. Det er kjent en rekke forskjellige alkaliske materialer for bruk ved fremstilling av celluloseetere og slike kan benyttes. Det er foretrukket å anvende natriumhydroksyd, men andre nyttige materialer som kan brukes innbefatter f.eks kaliumhydroksyd og litium-hydroksyd. Molarforholdet for kaustisk materiale/hydroksyetylcellulose kan hensiktsmessig variere fra 0,4:1 til 0,8:1, mer ønskelig fra 0,5:1 til 0,8:1. Basert på data som foreligger antas det at produkter som kan gi forbedret yteevne oppnås med lavere kaustiske nivåer. Reaksjonen med glycidol med hydroksyetylcellulose er katalytisk slik at natriumhydroksydet eller annet kaustisk materiale som benyttes ikke forbrukes. Mengden av kaustisk materiale som anvendes må være tilstrekkelig til å kaustisere hydroksyetylcellulosen, men forøkede mengder av kaustisk materiale kan resultere i forøket nukleofilt angrep av hydroksylioner på glycidol hvilket resulterer i en nedsettelse av den effektive mengde glycidol som er tilgjengelig for reaksjon.
Celluloseholdige materialer som er i kontakt med en hvilken som helst base kan lett nedbrytes av oksygen. Det er følgelig nødvendig å utelukke oksygen fra reaksjonsbeholderen hele tiden mens det kaustiske materialet er tilstede. Det er hensiktsmessig å utføre reaksjonen under en kontinuerlig strøm av en inert gass slik som nitrogen.
Det er ønskelig å tilveiebringe sterk omrøring for derved å oppnå en mer fullstendig reaksjon og et mer homogent produkt. Kaustiserte cellulosematerialer har tilbøyelighet til å være mer gelatinøse og viskøse enn normale celluloseholdige stoffer, og kompensering for dette bør tas hensyn til når det velges omrøringsapparatur.
Reaksjonen utføres ved tilsetning av glycidol over en tidsperiode til en oppslemming av hydroksyetylcellulosen i aceton eller et annet benyttet oppløsningsmiddel som inneholder vann og det kaustiske materialet. Mengden av benyttet vann bør begrenses til den mengde som er nødvendig for å svelle cellulosen for å gi reaksjonen anledning til å forløpe fordi forøkede mengder har tilbøyelighet til å gi produkter som har mindre enn optimale egenskaper. Når aceton anvendes som fortynningsmiddel kan vannmengden variere fra 5 til minst 20 % eller mer, mer ønskelig fra 7 til 13 #, basert på totalvekten av vann og aceton, idet et nivå av ca 10 % er foretrukket. Ved bruk av isopropanol som fortynningsmiddel er området for vannmengden som kan benyttes betydelig snevrere, idet en mengde på ca 5 vekt-# vann er ønskelig.
Mens tilsetning av alt på en gang er akseptabelt så er det mer ønskelig at glycidolen tilsettes iløpet av en tidsperiode ved reaksjonstemperaturen og deretter få reagere inntil fullendelse. Betingelsene under glycidoltilsetningen bør være slik at kjededannelse minimaliseres. Det er således mer ønskelig å tilsette glycidolen langsomt nok til å oppnå effektiv blanding og til å få en relativt homogen reaksjons-blanding for derved å minimalisere eller elimininere lokale områder med relativt høy glycidolkonsentrasjon. Reaksjonen utføres helst ved en temperatur i området fra omgivelsestemperatur opptil tilbakeløpsbetingelser for det fortynnings-middelsystem som anvendes. Ved utførelse av reaksjonen under tilbakeløpsbetingelser viser det seg at den totale reaksjons-tiden som er involvert er viktigere enn lengden på tilset-nings- og fullføringsperioden, skjønt det har blitt funnet ønskelig å benytte ytterligere tid på minst 1 time. Det har blitt funnet tilfredsstillende å benytte totale reaksjonstider i området 2-5 timer under tilbakeløpsbetingelser. Bruken av lavere temperaturer vil kreve lengre reaksjonstider .
Mengden av glycidol som benyttes bør i funksjonell forstand være tilstrekkelig til å inkorporere et tilstrekkelig antall pendante, vicinale dihydroksygrupper til ved tverrbinding å gi en polymer som har de ønskede ytelsesegenskapene. Renset glycidol (dvs destillert glycidol) er en relativt kostbar komponent og ingen vesentlig nyttevirkninger oppnås ved bruk av for store mengder. Vektforhold for glycidol/hydroksetyl- cellulose i området fra 0,15:1 til 0,65:1 bør være egnet. Et forhold på ca 0,15 skulle gi en substitusjonsgrad (DS) på ca 0,3 mens et forhold på 0,65:1 skulle gi en DS-verdi på ca 1,3, under antakelse av en 50 # effektivitet for inkorpo-rering av glycidolen. Det har blitt funnet mer ønskelig å benytte glycidolmengder som er tilstrekkelig til å gi DS-verdi i området fra 0,5 til 1,2. Et foretrukket derivat benytter glycidolmengder som er tilstrekkelig til å gi en DS-verdi i området fra 0,7 til 0,9.
Effektiviteten kan anslås ved massebalanse, som bestemmes utfra vektøkningen av produktet korrigert for det salt som dannes ved nøytralisering av produktet, slik som f.eks natriumacetat når eddiksyre benyttes.
Videre kan innholdet av pendante, vicinale dihydroksygrupper bestemmes ved en periodatoksydasjon som beskrevet i Quanti-tative Organic Analysis via Functional Groups av Siggia og Hanna, fjerde utgave, 1979, John Wiley and Sons, sidene 42-43. Trans-1,2-diolene i glukoseenhetene i cellulose-hoved-kjeden bør ikke forstyrre titreringen av de pendante dihydroksygruppene. I motsetning til den teoretiske- og massebalanse-MS, som måler den totale glycidolinkorporering i polymeren, så måler den titrerte MS følgelig kun den inkorporerte glycidol som fremdeles har beholdt den vicinale dihydroksystrukturen. Denne teknikken vil således skjelne mellom den glycidol som er inkorporert internt i den pendante kjeden og den glycidol som er inkorporert ved enden av den pendante kjeden. Den titrerte MS måler derfor antallet av tilgjengelige vicinale dihydroksy tverrbindingsseter pr anhydroglukoseenhet, og anses å være et riktigere mål for substitusjonsgraden (DS). De heri angitte DS-verdier er følgelig bestemt ved periodatoksydasjonstesten.
Det resulterende produkt bør nøytraliseres, som i og for seg kjent, til en svakt sur pH-verdi for oppnåelse av et produkt som er stabilt i luft. En hvilken som helst av en rekke forskjellige syrer kan anvendes, som kjent i forbindelse med fremstillingen av celluloseetere. Saltene som resulterer fra nøytraliseringen bør holdes ved et minimum.
Produktet som oppnås kan vaskes og deretter tørkes for å isolere produktet som et pulver. De spesielle betingelsene under hvilke disse trinn utføres er velkjente for fagfolk på området. Som et illustrerende eksempel er det egnet å foreta vasking med en aceton/vann-blanding en eller flere ganger, fulgt av vasking, en eller flere ganger, med aceton. Tørking kan oppnås i et vakuum ved en temperatur på f.eks 50°C.
Dersom det er ønskelig å tilveiebringe et produkt som har langsommere hydratiseringsegenskaper så kan polysakkaridet etter vasking behandles med et dialdehyd slik som glyoksal. Teknikker av denne typen er kjent og kan anvendes.
Geldannelsesmidlet som anvendes ifølge oppfinnelsen blandes med den vandige væsken i en mengde som er tilstrekkelig til å gi det geldannede fluidet en ønsket innledende viskositet. Geldannelsesmidlet anvendes som nevnt i en mengde på over 0,3 vekt-# av den vandige væsken og fortrinnsvis i en mengde i området 0,3-4,0 vekt-# av den vandige væsken. Mest foretrukket anvendes geldannelsesmidlet i en mengde i området 0,6-1,5 vekt-# av den vandige væsken. Konsentrasjoner av geldannelsesmiddel under 0,3 vekt-# vil generelt gi util-strekkelige mengder av geldannelsesmidlet for å gi det tverrbundete fluidet de ønskede pluggingsegenskapene.
Før blanding av tverrbindingsmidlet med det i det minste delvis hydratiserte geldannelsesmidlet justeres sammen-setningens pH-verdi til et nivå under 5, og fortrinnsvis i området 2-5. Mest foretrukket justeres pH-verdien ved tilsetning av velkjente kaustiske eller sure midler til et pH område fra 3 til 4,5 og enda mer foretrukket et pH-nivå i området 3-3,5.
pH-justeringen må foretas før tilsetning av tverrbindingsmidlet for å bevirke en egnet retardasjon i tverrbindingsreaksjonen hvorved den fluide sammensetning kan innføres i den ønskede posisjon i en underjordisk formasjon før fluidet blir en stiv gel som er vesentlig ikke-pumpbar, hvorved det oppnås plugging eller midlertidig nedsettelse av permeabiliteten for den valgte posisjon i formasjonen.
De reaktive forbindelsene for nedsettelse av pE-verdien til den vandige oppløsningen av i det minste delvis hydratisert polymer kan omfatte i det vesentlige et hvilket som helst vannoppløselig materiale som reagerer med vann eller i nærvær av vann til oppnåelse av aktive produkter som danner hydrogenioner i vann, slik som f.eks saltsyre, maursyre, svovelsyre og lignende.
Den foretrukne sure kilden er saltsyre. De reaktive forbindelsene for øking av pH-verdien til den vandige oppløsningen av i det minste delvis hydratisert polymer kan omfatte hvilken som helst forbindelse som er vannoppløselig og reagerer med vann eller som i nærvær av vann danner produkter som øker pH-verdien til en vandig oppløsning, slik som natriumhydroksyd, ammoniumhydroksyd, kaliumhydroksyd, natriumkarbonat, natriumbikarbonat og lignende.
Det pH-justerte, hydratiserte geldannelsesmidlet blandes deretter med tverrbindingsmiddel for å bevirke en retardert tverrbinding av polysakkaridet og for å gi et skjær-varme-stabilt fluid som er egnet for behandlingen av underjordiske formasjoner. Tverrbindingsmidlet kan omfatte en hvilken som helst zirkonium (IV) -holdig forbindelse som er oppløselig i oppløsningen av det hydratiserte geldannelsesmidlet og som kan danne en tverrbundet struktur med geldannelsesmidlet hvorved fluidets viskositet økes over tid eller det oppstår en temperaturøkning ved inngang i brønnhullet og det geldannede fluidet utviser skjær-varmestabilitet ved forhøyede temperaturer fra 65,5 til over 121°C. Forbindelsene som tilveiebringer zirkonium (IV) -ioner er f.eks zirkoniumacetylacetonat, zirkoniumlaktat, zirkonium-karbonat, og zirkoniumdiisopropylaminlaktat. Forskjellige slike forbindelser er tilgjengelige fra selskaper slik som Kay Fries, Rockleigh, New Jersey; Magnesium Electron, Starret, Texas; Zirconium Technology, Gainsville, Florida og Magnablend, Inc., DeSoto, Texas. Slike forbindelser er også tilgjengelige fra E.I duPont deNemours and Company, Inc.
Tverrbindingsmidlet er som nevnt tilstede i en mengde i området 300-700 ppm, og mest foretrukket i området 300-600 ppm. Dermed oppnås en tilstrekkelig konsentrasjon av zirkonium (IV) -ioner.
Tverrbindingsmidlet kan også innbefatte en polyhydroksylholdig forbindelse som virker slik at den ytterligere retarderer tverrbindingshastigheten av geldannelsesmidlet. Den polyhydroksylholdige forbindelsen kan f.eks omfatte glyserol, erytritol, treitol, ribitol, arabinitol, xylitol, allitol, altritol, sorbitol, mannitol, dulcitol, iditol, perseitol og lignende. Dersom det anvendes en slik polyhydroksylholdig forbindelse så bør den forefinnes i en mengde som er tilstrekkelig til å retardere tverrbindingshastigheten for den tverrbundete gel og gi en ønskelig termisk stabilitet til gelen ved temperaturer fra 65,5 til over 121°C.
Videre, så lenge de spesielle materialene som anvendes ikke på uheldig måte forstyrrer tverrbindingsreaksjonen så kan hvilke som helst av en rekke forskjellige hjelpemidler som anvendes i konvensjonelle geldannede fluider inkluderes. For eksempel er friksjonsreduserende midler, varmestabiliserende hjelpemidler, tilsetningsstoffer mot filtreringstap, og lignende, kjent innen teknikken og kan benyttes.
Det geldannede fluidet benyttes ved at det pumpes inn i et brønnhull som krysser den underjordiske formasjonen som ønskes midlertidig plugget eller gitt redusert permeabilitet. Gelen pumpes 1 et volum som er tilstrekkelig til å bevirke permeabilitetsnedsettelse i formasjonen.
Sammensetningen kan tilberedes for bruk ved blanding av en bestemt mengde av det hydratiserbare geldannelsesmidlet med en mengde vann for dannelse av en hydratisert gel. Et hvilket som helst konvensjonelt satsvis blandeapparat kan benyttes for dette formål. Etter at geldannelsesmidlet og vannet har blitt blandet i en tid som er tilstrekkelig til å gi en hydratisert gel, blir pH-verdien justert og en mengde tverrbindingsmiddel blandes med den hydratiserte gelen. Blandingen pumpes deretter inn i brønnhullet idet den retarderte tverrbindingsreaksjonen finner sted.
Så snart den geldannede fluide sammensetning har blitt pumpet inn i den underjordiske formasjonen og en permeabilitets-reduksjon har blitt bevirket hvorved andre ønskede opera-sjoner slik som brønnoverhaling, gruspakking eller fraktu-rering kan foretas, så er det ønskelig å "bryte" den stive gelen til et fluid som har lav viskositet slik at det enten kan pumpes eller produseres fra formasjonen gjennom brønn-hullet. Det finnes forskjellige metoder for å bryte den ifølge oppfinnelsen fremstilte fluide sammensetning. Mesteparten av de fremstilte fluider vil brytes til oppnåelse av et fluid av lav viskositet med tid og temperatur. Det er imidlertid vanligvis mer ønskelig å ha en forutsigbar brytningstid innenfor relativt snevre grenser. Derfor kan brytere inkluderes i den fluide sammensetningen som et valgfritt materiale. Milde oksydasjonsmidler er nyttige som brytere når den fluide sammensetningen anvendes i en formasjon av relativt høy temperatur, skjønt formasjonstemperaturer på 93°C eller over dette vanligvis vil bryte nevnte geldannede fluid relativt raskt uten hjelp av et oksydasjonsmiddel. Egnde oksydasjonsmidler er ammoniumper-sulfat, kaliumdikromat og kaliumpermanganat. For geler som benyttes ved temperaturer under ca 60" C blir enzymer vanligvis benyttet som brytere. Egnede enzymer for slik bruk er alfa- og beta-amylaser, amyloglukosidase, oligoglukosi-dase, invertase, maltase, cellulase og hemicellulase.
Ved en alternativ metode for bryting av den geldannede fluide sammensetningen kan den underjordiske formasjonen behandles med en hvilken som helst konvensjonell sur oppløsning for å oppløse syreoppløselige bestanddeler i formasjonen samt bryte gelen til et fluid av lav viskositet. Denne behandlingen kan anvendes når det er ønskelig i ytterligere grad å øke frakturledningsevne i et ønsket område av formasjonen samtidig som bryting av gelen også foregår.
Følgende eksempler illustrerer den termiske stabiliteten og nyttevirkningen til den fremstilte fluide sammensetning. For å illustrere varmestabiliteten til fluidet når fluidet gjennomgår skjærpåvirkning, ble følgende tester utført.
EKSEMPEL I
For å illustrere stabiliteten til den fluide sammensetning sammenlignet med et konvensjonelt guarholdig fluid og et fremstilt fra et annet tverrbindingsmiddel, når fluidet gjennomgår skjærpåvirkning, ble følgende tester foretatt.
En basisgel ble fremstilt ved blanding av en mengde av geldannelsesmidlet i ledningsvann. Den spesielle konsentra-sjonen av geldannelsesmiddel benyttet i hver test er angitt i nedenstående tabeller. Når buffere ble benyttet så ble disse også blandet med basisgelen. Bufferen og dens konsentrasjon er angitt i de nedenstående tabeller. Geldannelsesmidlet fikk hydratisere i 1 time. En 250 ml-prøve av basisgelen ble deretter anbragt i en Waring-blander og blandet ved maksimum hastighet som kunne oppnås uten å resultere i betydelig luftnedrivning. Tverrbindingsmidlet ble deretter blandet med basisgelen i den i de nedenstående tabeller angitte mengde. En mengde av prøven ble deretter innført i et modell 39 Fann-viskometer. Viskometeret ble utstyrt med et modifisert lodd og en 25 K-fjær. Prøven ble oppvarmet i viskometeret fra omgivelsestemperatur til 93°C. Viskositetsundersøkelser ble foretatt til å begynne med og ved de temperaturer som er angitt i tabellene. Prøven ble skjærpåvirket ved 300 omdr./min under intervallene mellom viskositetsundersøk-elsene. Fluidets tilsynelatende viskositet ble deretter beregnet ut fra viskositetsundersøkelsesdataene.
De beregnede tilsynelatende viskositetene ved 170 sek-<1>er angitt i nedenstående tabeller.
De ovenfor angitte data illustrerer klart den overlegne yteevnen til det fremstilte fluid ved forhøyede temperaturer.
EKSEMPEL II
Det ble gjort et forsøk på å innføre en sikt i et brønnhull og utføre en gruspakkingsoperasj on i en brønn ved en dybde mellom 1419 og 1428 m. Som et resultat av høye filtreringstap til formasjonen i sonen som skal behandles var det første forsøket på å anbringe sikten og gruspakken mislykket, idet fluidet ikke nådde den ønskede posisjonen.
For å redusere formasjonens permeabilitet ble foreliggende fremgangsmåte benyttet. 795 1 av den fluide sammensetning som fremstilles i forbindelse med foreliggende fremgangsmåte ble tilberedt ved blanding av 795 1 3 % ammoniumkloridvann med 9,55 kg av geldannelsesmidlet. Geldannelsesmidlet fikk hydratisere hvoretter pH-verdien ble justert til ca 3,5 med saltsyre og tilsetninger av kaustisk materiale. Tverrbindingsmidlet som omfattet en zirkonium (IV) -holdig forbindelse ble blandet med den hydratiserte gelen i en avpasset mengde på 0,32 cm<3>pr liter fluid. Fluidet ble blandet i en blandebeholder i 2 min og deretter innført i brønnhullet der det ble fortrengt med 4234 1 saltvann til den formasjonen hvor det var filtreringstap. Det viskøse gruspakkingsfluidet hie deretter innført i brønnhullet i en mengde på 318 1 fulgt av 795 1 inneholdene gruspakkingsmaterialet omfattende 30-40 mesh sand. Dette viskøse gruspakkingsfluidet ble deretter fortrengt til formasjonen med 954 1 saltvann fulgt av 3021 1 råolje. Brønnen ble lukket natten over. Dagen etter lot man brønnen få tilbakestrømning og gruspakkingsoperasjonen ble funnet å være tilfredsstillende, idet den fluide sammensetningen hadde redusert formasjonens permeabilitet midlertidig i tilstrekkelig tid til å gi anledning for anbringelse og konsolidering av gruspakningen.

Claims (9)

1. Fremgangsmåte for midlertidig plugging av en underjordisk formasjon, omfattende fremstilling av en fluid sammensetning ved blanding av en vandig væske, et geldannelsesmiddel omfattende en celluloseeter som er kjemisk modifisert slik at den inkorporerer pendante, vicinale dihydroksygrupper, hvor geldannelsesmiddelet har en DS-verdi med hensyn til nevnte dihydroksygrupper fra 0,3 til 1,3 og viser skjær-varmestabilitet ved en temperatur på over 93°C, og hvor geldannelsesmiddelet er til stede i en mengde på over 0,3 vekt-# av nevnte vandige væske, et tverrbindingsmiddel omfattende en zirconium IV-holdig forbindelse og et pH-justeringsmiddel, og pumping av sammensetningen til formasjonen, k a r a k t e ris ert ved at det under fremstillingen av sammensetningen sørges for at pH-justeringsmiddelet, i det minste umiddelbart før tilsetningen av et tverrbindingsmiddel, gir en innledende pH til nevnte fluide sammensetning på under 5 for å retardere virkningen av tverrbindingsmiddelet, i det det anvendes en mengde av nevnte tverrbindingsmiddel på 300-700 ppm, og geldannelsesmiddelet tverrbindes til dannelse av en stiv gel i formasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertve d at det anvendes en sammensetning som ytterligere innebe-fatter en polyhydroksylholdig forbindelse valgt fra glycerol, erythritol, threitol, ribitol, arabinitol, xylitol, allitol, altritol, sorbitol, mannitol, dulcitol, iditol og perseitol, for ytterligere å retardere tverrbinding.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisertved at at den polyhydroksylholdige forbindelsen anvendes i en mengde på 0,001 - 0,25 vekt-# av den vandige væsken.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat det anvendes et tverrbindingsmiddel som omfatter minst en av zirconium acetylacetonat, zirconiuml-actat, zirconiumkarbonat og zirconiumdiisopropylaminlactat.
5 . Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2, 3 eller 4,karakterisert vedat det som celluloseeter anvendes hydroksyetylcellulose.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat det anvendes en DS-verdi i området 0,7 - 0,9.
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat et proppe-middel også innebefattes i nevnte fluide sammensetning.
8. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat pH-justeringsmidlet anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til å gi en innledende pH-verdi fra 3 til 4,5.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisertved at pH-justeringsmidlet anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til å gi en innledende pH-verdi fra 3 - 3,5.
NO863510A 1985-09-24 1986-09-02 Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner NO174523B (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/779,736 US4649999A (en) 1985-09-24 1985-09-24 Method for treating subterranean formations with temporarily thickening solutions

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO863510D0 NO863510D0 (no) 1986-09-02
NO863510L NO863510L (no) 1987-03-25
NO174523B true NO174523B (no) 1994-02-07
NO174523C NO174523C (no) 1994-05-18

Family

ID=25117374

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO863510A NO174523B (no) 1985-09-24 1986-09-02 Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4649999A (no)
EP (1) EP0216591B1 (no)
AT (1) ATE66281T1 (no)
DE (1) DE3680847D1 (no)
NO (1) NO174523B (no)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4819727A (en) * 1986-07-21 1989-04-11 Mobil Oil Corporation Method for suspending wells
US4817719A (en) * 1986-07-30 1989-04-04 Mobil Oil Corporation Method for suspending wells
US4799550A (en) * 1988-04-18 1989-01-24 Halliburton Company Subterranean formation treating with delayed crosslinking gel fluids
US4946604A (en) * 1988-11-23 1990-08-07 Halliburton Company Method for treating a well bore
FR2649987A1 (fr) * 1989-07-20 1991-01-25 Union Carbide Corp Composition a base de gels d'ethers de cellulose pour pistons racleurs d'oleoducs
US5346011A (en) * 1993-04-01 1994-09-13 Halliburton Company Methods of displacing liquids through pipes
US5439059A (en) * 1994-03-08 1995-08-08 Halliburton Company Aqueous gel fluids and methods of treating subterranean formations
US5547026A (en) * 1995-04-19 1996-08-20 Bj Services Company Crosslinked guar based blocking gel system for use at low to high temperatures
DE19521693A1 (de) * 1995-06-14 1996-12-19 Wolff Walsrode Ag Verwendung von Cellulosemischethern als Additive für Erddruckschilde
US5789350A (en) * 1996-02-12 1998-08-04 Phillips Petroleum Company Compositions and processes for treating hydrocarbon-bearing formations
US6450260B1 (en) * 2000-07-07 2002-09-17 Schlumberger Technology Corporation Sand consolidation with flexible gel system
US7094737B1 (en) 2002-04-08 2006-08-22 Sampey James A Sugar cane additive for filtration control in well working compositions
CA2455249A1 (en) * 2003-01-17 2004-07-17 Bj Services Company Crosslinking delaying agents for acid fluids
US20040208709A1 (en) * 2003-04-16 2004-10-21 Rantec Corporation Polymeric stabilization composition and method
US7306039B2 (en) * 2003-08-13 2007-12-11 Bj Services Company Methods of using crosslinkable compositions
US7879767B2 (en) * 2004-06-03 2011-02-01 Baker Hughes Incorporated Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants
US20060196662A1 (en) * 2005-03-04 2006-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for servicing fluids comprising derivatized cellulose gelling agents
US7122690B1 (en) 2006-02-14 2006-10-17 E. I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare metal complex of N,N-bis(2-hydroxyethyl)glycine
US20100204069A1 (en) * 2009-02-10 2010-08-12 Hoang Van Le METHOD OF STIMULATING SUBTERRANEAN FORMATION USING LOW pH FLUID
US20110028354A1 (en) * 2009-02-10 2011-02-03 Hoang Van Le Method of Stimulating Subterranean Formation Using Low pH Fluid Containing a Glycinate Salt
US8967275B2 (en) * 2011-11-11 2015-03-03 Baker Hughes Incorporated Agents for enhanced degradation of controlled electrolytic material
WO2015020666A1 (en) * 2013-08-09 2015-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing or gravel-packing fluid with cmhec in brine
US9394476B2 (en) 2014-02-24 2016-07-19 Baker Hughes Incorporated Well treatment methods and fluids
CN110593838B (zh) * 2019-09-24 2022-01-11 中国海洋石油集团有限公司 一种两相温度响应相变压裂工艺

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3378070A (en) * 1965-09-03 1968-04-16 Halliburton Co Hydroxyethyl cellulose complex and method of plugging underground formations therewith
US4202795A (en) * 1978-09-28 1980-05-13 Halliburton Company Methods and additives for delaying the release of chemicals in aqueous fluids
AU576475B2 (en) * 1982-09-27 1988-09-01 Halliburton Company Method and composition for fracturing subterranean formations
US4477360A (en) * 1983-06-13 1984-10-16 Halliburton Company Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4524829A (en) * 1983-08-23 1985-06-25 Halliburton Company Method of altering the permeability of a subterranean formation
US4523010A (en) * 1984-06-15 1985-06-11 Hercules Incorporated Dihydroxypropyl mixed ether derivatives of cellulose
US4553601A (en) * 1984-09-26 1985-11-19 Halliburton Company Method for fracturing subterranean formations
US4552215A (en) * 1984-09-26 1985-11-12 Halliburton Company Method of gravel packing a well
US4579942A (en) * 1984-09-26 1986-04-01 Union Carbide Corporation Polysaccharides, methods for preparing such polysaccharides and fluids utilizing such polysaccharides

Also Published As

Publication number Publication date
DE3680847D1 (de) 1991-09-19
EP0216591B1 (en) 1991-08-14
EP0216591A2 (en) 1987-04-01
EP0216591A3 (en) 1988-08-17
ATE66281T1 (de) 1991-08-15
NO174523C (no) 1994-05-18
NO863510D0 (no) 1986-09-02
NO863510L (no) 1987-03-25
US4649999A (en) 1987-03-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO174523B (no) Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner
EP0176190B1 (en) Method of fracturing subterranean formations
US4324668A (en) High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
US5067566A (en) Low temperature degradation of galactomannans
CA1218228A (en) Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4389320A (en) Foamable compositions and formations treatment
US5681796A (en) Borate crosslinked fracturing fluid and method
CA2291245C (en) Improved polymer expansion for oil and gas recovery
US5226479A (en) Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
US5413178A (en) Method for breaking stabilized viscosified fluids
US4579942A (en) Polysaccharides, methods for preparing such polysaccharides and fluids utilizing such polysaccharides
US4313834A (en) High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
US5441109A (en) Enzyme breakers for breaking fracturing fluids and methods of making and use thereof
NO310314B1 (no) Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull
NO172951B (no) Fremgangsmaate for gruspakking av underjordiske formasjoner
NO300743B1 (no) Fremgangsmåte for å fremstille cellulosederivater for å behandle en underjordisk formasjon
NO169504B (no) Behandlingsfluid for brodannelse, tetning, komplettering og overhaling av petroleumsbroenner, fremgangsmaate for komplettering og overhaling av et borehull og fremgangsmaate for behandling av en petroleumsbroenn
NO20004718L (no) Hydraulisk frakturering ved bruk av overflateaktivt gelateringsmiddel
US6649572B2 (en) Polymer expansion for oil and gas recovery
US4239629A (en) Carboxymethylhydroxyethyl cellulose in drilling, workover and completion fluids
EP0289529B1 (en) Viscosifiers for brines utilizing hydrophilic polymer-mineral oil systems
US4420406A (en) Thickened heavy brines
EP0861120B8 (en) Oil-free, water-soluble, hydroxyethyl cellulose, liquid, polymer dispersion
US20050101490A1 (en) Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same
GB2090308A (en) Stabilized solutions of modified cellulose in brine and their use as completion and workover fluids