NO178473B - Method of fracturing a subterranean formation - Google Patents
Method of fracturing a subterranean formation Download PDFInfo
- Publication number
- NO178473B NO178473B NO892177A NO892177A NO178473B NO 178473 B NO178473 B NO 178473B NO 892177 A NO892177 A NO 892177A NO 892177 A NO892177 A NO 892177A NO 178473 B NO178473 B NO 178473B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gel
- fluid
- fracturing
- formation
- condensation product
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 37
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 25
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 24
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 claims description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 8
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 7
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000539 dimer Substances 0.000 claims description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 4
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 17
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 13
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002895 organic esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 241000132028 Bellis Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 241000287181 Sturnus vulgaris Species 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Chemical And Physical Treatments For Wood And The Like (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for frakturering av en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et borehull, hvor et fraktureringsfluid som omfatter en vandig gel, og som inneholder et fluidtapsregulerende materiale, pumpes ned gjennom borehullet og inn i formasjonen ved formasjonens fraktureringstrykk, og det dannes en gelfilterkake på overflaten av brønnhullet og på bruddstedene i formasjonen. This invention relates to a method for fracturing an underground formation penetrated by a borehole, where a fracturing fluid comprising an aqueous gel, and which contains a fluid loss control material, is pumped down through the borehole and into the formation by the formation's fracturing pressure, and a gel filter cake is formed on the surface of the wellbore and at the fractures in the formation.
Hydraulisk frakturering av underjordiske formasjoner er en gammel og høyt utviklet prosess som i første rekke anvendes for å øke permeabiliteten av en del av en formasjon som omgir et borehull. Fremgangsmåten kan anvendes i forbindelse med nye brønner for å øke produktiviteten eller i forbindelse gamle brønner for å øke eller gjenopprette produktiviteten. Prosessen er også anvendbar for injeksjonsbrønner som benyttes for sekundær utvinning eller for avhending av fluid. Hydraulic fracturing of underground formations is an old and highly developed process that is primarily used to increase the permeability of a part of a formation surrounding a borehole. The procedure can be used in connection with new wells to increase productivity or in connection with old wells to increase or restore productivity. The process is also applicable for injection wells that are used for secondary extraction or for disposal of fluid.
I en typisk fraktureringsprosess anvendes et for-tykket fluid, som for eks. en vandig gel eller en emulsjon. Det fortykkede fluid øker fraktureringseffekten og understøtter også proppematerialer som setter seg av på bruddstedene som dannes ved hjelp av fremgangsmåten. I mange tilfeller anvendes et additivmateriale mot fluidtap sammen med fraktureringsfluidet for en ytterligere forbedring av resultatene. Et vanlig additiv for forhindring av fluidtap er silicamel. Mange andre naturlige og syntetiske faste materialer er blitt anvendt som additiver mot fluidtap i fraktureringprosesser. In a typical fracturing process, a thickened fluid is used, such as an aqueous gel or an emulsion. The thickened fluid increases the fracturing effect and also supports plugging materials that settle on the fracture sites formed by the method. In many cases, an additive material against fluid loss is used together with the fracturing fluid to further improve the results. A common additive for preventing fluid loss is silica flour. Many other natural and synthetic solid materials have been used as additives against fluid loss in fracturing processes.
En detaljert beskrivelse av de hydrauliske fraktu-reringsprosesser, inkludert en opplisting av egnede gelerings-materialer som kan anvendes i prosessene, finnes i US patentskrift nr. 4 470 915 (Conway). A detailed description of the hydraulic fracturing processes, including a list of suitable gelling materials that can be used in the processes, can be found in US Patent No. 4,470,915 (Conway).
Dersom faste additiver for forhindring av fluidtap forefinnes i fraktureringsfluidet, dannes en gelfilterpute som består av fluidtapsadditiv og konsentrert gelmateriale på overflaten av brønnborehullet og på bruddstedene som dannes i prosessen. Det ideelle er at denne gelfilterpute deretter fjernes ved at fluid føres tilbake fra formasjonen .(unntatt ved injeksjonsbrønner), men i aktuell praksis er det vanligvis nødvendig at behandlingen etterfølges av trinn for gelnedbryt-ning og/eller trinn for fjerning av gelfilterputen. Disse trinn fører ofte bare til gjenopprettelse av en liten del av brønnens produksjonspotensiale. If solid additives for preventing fluid loss are present in the fracturing fluid, a gel filter pad consisting of fluid loss additive and concentrated gel material is formed on the surface of the wellbore and on the fracture sites formed in the process. The ideal is that this gel filter pad is then removed by returning fluid from the formation (except in the case of injection wells), but in current practice it is usually necessary for the treatment to be followed by steps for gel degradation and/or steps for removing the gel filter pad. These steps often only lead to the restoration of a small part of the well's production potential.
Et fraktureringsfluid som består av en vandig gel og en hydrolyserbar organisk ester som bryter gelen er beskrevet i US patentskrift nr. 3 960 736 (Oree et al.). I dette patentskrift er det ikke foreslått at den organiske ester anvendes i en mengde eller i en form som gir behandlingsfluidet egenskaper som forhindrer fluidtap. A fracturing fluid consisting of an aqueous gel and a hydrolyzable organic ester that breaks the gel is described in US Patent No. 3,960,736 (Oree et al.). In this patent, it is not proposed that the organic ester be used in an amount or in a form that gives the treatment fluid properties that prevent fluid loss.
US patentskrifter nr. 4 387 769 og 4 526 695 (Erb-stoesser et al.) beskriver anvendelse av en polyesterpolymer som additivmateriale mot fluidtap. Polymeren brytes ned ved formasjonsbetingelser og kan derfor fjernes lettere fra den behandlede brønn. US Patent Nos. 4,387,769 and 4,526,695 (Erb-stoesser et al.) describe the use of a polyester polymer as additive material against fluid loss. The polymer breaks down under formation conditions and can therefore be removed more easily from the treated well.
US patentskrift nr. 3 868 998 (Lybarger et al.) beskriver en fremgangsmåte for plassering av en selvrensende pakke med partikler i en formasjon ved at det anvendes en oppløsning av et langsomtreagerende syredannende materiale. US Patent No. 3,868,998 (Lybarger et al.) describes a method for placing a self-cleaning package of particles in a formation by using a solution of a slow-reacting acid-forming material.
US patentskrift 4 715 967 (Bellis et al.) beskriver et kondensasjonsprodukt av hydroxyeddiksyre med seg selv eller med andre komponenter, hvor kondensasjonsproduktet har evnen til å gi fluidtapsegenskaper til et fluid og er nedbrytbart ved formasjonsbetingelser. Kondensasjonsproduktene som er beskrevet i dette patent er spesielt anvendbare i fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse. US Patent 4,715,967 (Bellis et al.) describes a condensation product of hydroxyacetic acid with itself or with other components, where the condensation product has the ability to give fluid loss properties to a fluid and is degradable under formation conditions. The condensation products described in this patent are particularly applicable in the method according to this invention.
Ifølge foreliggende oppfinnelse anvendes kondensasjonsprodukter av den type som er beskrevet i forannevnte patent av Bellis et al. i et fraktureringsfluid for å gi fluidtapsegenskaper og for også å gi gelnedbrytende egenskaper, slik at gelfilterputen, som består av kondensasjonsprodukt og konsentrert gel på overflatene av brønnborehullet og bruddstedet, fjernes praktisk talt fullstendig, hvorved full permeabilitet igjen gjenopprettes i brønnen. According to the present invention, condensation products of the type described in the aforementioned patent by Bellis et al are used. in a fracturing fluid to provide fluid loss properties and also to provide gel-degrading properties, so that the gel filter pad, which consists of condensation product and concentrated gel on the surfaces of the wellbore and the fracture site, is virtually completely removed, whereby full permeability is again restored in the well.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er i prinsippet en hydraulisk fraktureringsprosess hvor det som fraktureringsfluid anvendes en vandig gel med et spesielt fluidtapsregulerende materiale i bestemte mengder. The method according to the invention is in principle a hydraulic fracturing process where an aqueous gel with a special fluid loss regulating material is used as fracturing fluid in specific quantities.
Med oppfinnelsen tilveiebringes det således en fremgangsmåte for frakturering av en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et borehull, hvor et fraktureringsfluid som omfatter en vandig gel, og som inneholder et fluidtapsregulerende materiale, pumpes ned gjennom borehullet og inn i formasjonen ved formasjonens fraktureringstrykk, og det dannes en gelfilterkake på overflaten av brønnhullet og på bruddstedene i formasjonen. Den nye fremgangsmåte er kjennetegnet ved: The invention thus provides a method for fracturing an underground formation that is penetrated by a borehole, where a fracturing fluid comprising an aqueous gel, and which contains a fluid loss regulating material, is pumped down through the borehole and into the formation by the formation's fracturing pressure, and it forms a gel filter cake on the surface of the wellbore and on the fractures in the formation. The new procedure is characterized by:
at det som gel anvendes en hydroxypropylguargel, that a hydroxypropyl guar gel is used as gel,
at det som i det minste en del av det fluidtapsregulerende materiale anvendes et kondensasjonsprodukt av hydroxyeddiksyre med opp til 15 vekt% ko-kondenserende materialer som inneholder andre hydroxy-, carboxylsyre- eller hydroxycarbox-ylsyregrupper, hvilket kondensasjonsprodukt har en antallsmidlere molekylvekt på 200-4000, i hovedsak er krystallinsk både ved vanlige omgivelsestemperaturer og ved borehulltemperatu-rer, har et smeltepunkt på 160°C eller høyere og tilstrekkelig høyt til at mykning eller smelting unngås under anvendelse, samt er tilnærmelsesvis uoppløselig i borefluidet og ved for-høyet temperatur og i fravær av vann er nedbrytbart til monomerer og dimerer som i det minste er delvis oppløselige i olje eller vann, that a condensation product of hydroxyacetic acid with up to 15% by weight of co-condensing materials containing other hydroxy, carboxylic acid or hydroxycarboxylic acid groups is used as at least part of the fluid loss regulating material, which condensation product has a number average molecular weight of 200-4000 , is essentially crystalline both at normal ambient temperatures and at borehole temperatures, has a melting point of 160°C or higher and sufficiently high that softening or melting is avoided during use, and is approximately insoluble in the drilling fluid and at elevated temperature and in in the absence of water is degradable into monomers and dimers which are at least partially soluble in oil or water,
og at kondensasjonsproduktet anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til å tilveiebringe nok nedbrytningsprodukt, inklusive hydroxyeddiksyre, til å avstedkomme reaksjon med gelen i filterkaken og til å bryte ned denne, samt til å gjenopprette permeabiliteten i formasjonen og på bruddstedene, uten at det er nødvendig å tilsette et separat gelnedbrytende materiale etter at gelfilterkaken er blitt dannet. and that the condensation product is used in an amount that is sufficient to provide enough decomposition product, including hydroxyacetic acid, to cause a reaction with the gel in the filter cake and to break it down, as well as to restore permeability in the formation and at the fracture sites, without it being necessary adding a separate gel-degrading material after the gel filter cake has been formed.
Det benyttede fluidtapsregulerende materiale har som nevnt en antallsmidlere molekylvekt på 200-4000, og det utgjø-res fortrinnsvis av oligomerer med en midlere molekylvekt på 200-650. Primært utgjøres det fluidtapsregulerende materiale av trimerer og opp til decamerer. Det er oppløselig både i vandige medier og i hydrocarbonmedier, men vil spaltes med bestemt hastighet i nærvær av fuktighet ved temperaturer over ca. 50 °C, under dannelse av olje- og/eller vannoppløselige monomerer eller dimerer. Hydrolysehastigheten ved en gitt temperatur kan økes ved å inkorporere små mengder av andre molekyler (vanligvis mindre enn 15 vekt%) i hydroxyeddiksyrekon^ densasjonsreaksjonen. Disse materialer er vanligvis fleksible eller mer voluminøse molekyler som delvis nedbryter den krys-tallinske form, men som etterlater kondensasjonsproduktet i lettsmuldrende form. Det fluidtapsregulerende materiale kan således skreddersys for justering av hydrolysetiden fra noen få timer til flere dager ved at mengden og typen av krystalli-nitet reguleres. As mentioned, the fluid loss regulating material used has a number average molecular weight of 200-4000, and it preferably consists of oligomers with an average molecular weight of 200-650. Primarily, the fluid loss regulating material consists of trimers and up to decamers. It is soluble both in aqueous media and in hydrocarbon media, but will decompose at a certain rate in the presence of moisture at temperatures above approx. 50 °C, with the formation of oil- and/or water-soluble monomers or dimers. The rate of hydrolysis at a given temperature can be increased by incorporating small amounts of other molecules (usually less than 15% by weight) into the hydroxyacetic acid condensation reaction. These materials are usually flexible or more voluminous molecules that partially break down the crystalline form, but leave the condensation product in an easily crumbled form. The fluid loss regulating material can thus be tailored to adjust the hydrolysis time from a few hours to several days by regulating the amount and type of crystallinity.
Betegnelsen "hydroxyeddiksyre-kondensasj onsrpodukt" som benyttes her, betegner et materiale som faller inn under beskrivelsen i det foregående avsnitt. The term "hydroxyacetic acid condensation product" used herein denotes a material that falls under the description in the preceding paragraph.
For normale fraktureringsbehandlinger er det nødven-dig med minst 13,6 kg kondensasjonsprodukt pr. 3785 liter behandlingsfluid. Med konsentrasjon av kondensasjonsprodukt i behandlingsfluidet menes konsentrasjonen i den del av behandlingsfluidet som kondensasjonsproduktet tilsettes til. Under prosessen er det ikke uvanlig å anvende én eller flere plugger av behandlingsfluid som ikke inneholder fluidtapsadditivet. For normal fracturing treatments, at least 13.6 kg of condensation product per 3785 liters of treatment fluid. Concentration of condensation product in the treatment fluid means the concentration in the part of the treatment fluid to which the condensation product is added. During the process, it is not uncommon to use one or more plugs of treatment fluid that does not contain the fluid loss additive.
Den vandige hydroxypropylguargel som anvendes ved den foreliggende fremgangsmåte, er av den type som beskrives i det ovenfor omtalte US patentskrift nr. 4.470.915. The aqueous hydroxypropyl guar gel used in the present method is of the type described in the above-mentioned US patent document No. 4,470,915.
For å illustrere de uventede resultater som er oppnådd ved fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse, ble det gjennomført simulerte fraktureringsbehandlinger under anvendelse av hydroxyeddiksyre-kondensasjonsprodukter og resultatene ble sammenlignet med simulerte behandlinger hvor andre additiver mot fluidtap var benyttet. Disse simulerte behandlinger, samt resultatene, er beskrevet og vist i de følgende eksempler. To illustrate the unexpected results obtained by the method according to this invention, simulated fracturing treatments were carried out using hydroxyacetic acid condensation products and the results were compared with simulated treatments where other additives against fluid loss were used. These simulated treatments, as well as the results, are described and shown in the following examples.
Reservoarene for fraktureringsfluid for denne studie var to 208 liters sammenkoblede polyethylentønner. Basisgelen ble satsblandet ved at gel og additiver ble tilsatt tønnen under sirkulasjon med en Moyno-pumpe på 76 liter pr. minutt. Basisgelen besto av 2 % KC1 + 18,1 kg Hi-Tek polymer HP-8 (hydroxypropylguar) pr. 3785 liter, med 1,13 kg fumarsyre pr. 3785 liter og 4,54 kg natriumbikarbonat pr. 3785 liter. The fracturing fluid reservoirs for this study were two 208 liter interconnected polyethylene drums. The base gel was batch mixed by adding gel and additives to the barrel while circulating with a Moyno pump of 76 liters per minute. The base gel consisted of 2% KC1 + 18.1 kg Hi-Tek polymer HP-8 (hydroxypropyl guar) per 3785 litres, with 1.13 kg of fumaric acid per 3785 liters and 4.54 kg of sodium bicarbonate per 3785 litres.
I et forsøk med fraktureringsfluid ble basisgelen ved hjelp av Monyo-pumpen tilført en åpen blandeinnretning hvor fluidet ble omrørt ved hjelp av en ribbeformet røreinn-retning under tilsetning av natriumpersulfat og additiver mot fluidtap. Titanat-tverrbindere med forsinkelse (3,0 kg Tyzor 101) ble tilsatt ved hjelp av en injeksjonspumpe på lavtrykk-siden av trykkøkningssystemet. In an experiment with fracturing fluid, the base gel was fed using the Monyo pump to an open mixing device where the fluid was stirred using a rib-shaped stirring device while adding sodium persulphate and additives against fluid loss. Delayed titanate crosslinkers (3.0 kg Tyzor 101) were added by means of an injection pump on the low pressure side of the pressurization system.
Fluidet fortsatte fra trykkøkningspumpen gjennom et stykke 0,635 cm rør hvor den ble underkastet skjærehastigheter på nærmere 1000/sek i 5 minutter for å simulere nedpumping gjennom rør med 1908 liter pr. minutt. Fluidet gikk så inn i et rørstykke av lengde 2,54 cm som var omgitt av en varmemantel. Skjærehastigheten var 40 - 50/sek, mens fluidet undergikk oppvarming til formasjonens temperatur. En temperatur på 50° C ble valgt som representativ for den gjennomsnittlige nedkjø-lingstemperatur i et punkt innenfor 15,2 meter fra borehullet i formasjoner med en temperatur i hullets bunn på 85° C. Oppholdstiden i formasjonssimulatoren var ca. 5 minutter. Med en temperatur i hullets bunn på 85° C ble simulatoren satt på 50° C for å simulere nedkjøling. The fluid continued from the booster pump through a piece of 0.635 cm pipe where it was subjected to shear rates of close to 1000/sec for 5 minutes to simulate pumping down through pipe at 1908 liters per second. minute. The fluid then entered a tube of length 2.54 cm which was surrounded by a heating jacket. The cutting speed was 40 - 50/sec, while the fluid underwent heating to the temperature of the formation. A temperature of 50° C was chosen as representative of the average cooling temperature at a point within 15.2 meters of the borehole in formations with a temperature at the bottom of the hole of 85° C. The residence time in the formation simulator was approx. 5 minutes. With a temperature at the bottom of the hole of 85° C, the simulator was set to 50° C to simulate cooling.
Straks fluidet var oppvarmet ved 40 - 50/sek. strømmet det gjennom testcellen, igjen med en skjærehastighet på 40 - 50/sek. Strømmen gikk mellom 0,635 - 0,953 cm plater av borekjerne som var blitt mettet med 2 % KC1. Lekkasjen gjennom hver plate ble målt avhengig av tiden. Fluidet ble ført til en serie av høytrykks oppsamlingsbeholdere hvor det sandholdige fluid ble oppsamlet og tømt ut under oppretthol-delse av et konstant trykk på 70,3 kg/cm^ i systemet. Immediately the fluid was heated at 40 - 50/sec. it flowed through the test cell, again at a cutting speed of 40 - 50/sec. The flow passed between 0.635 - 0.953 cm plates of drill core that had been saturated with 2% KC1. The leakage through each plate was measured as a function of time. The fluid was led to a series of high-pressure collection vessels where the sand-containing fluid was collected and discharged while maintaining a constant pressure of 70.3 kg/cm 2 in the system.
En pumpetid for den komplekse gel på 90 minutter ble opprettholdt for alle beskrevne tester. Tiden ble delt inn i følgende trinn: A pumping time for the complex gel of 90 minutes was maintained for all described tests. The time was divided into the following stages:
Mengden av proppemateriale ble valgt slik at det oppsto et trykk på 9,77 kg/m<2> i spalten på 0,847 cm. Den endelige slurry ble ført i en størm inn i cellen og cellen ble lukket inne. Strømningsendene fra rør til spalte ble fjernet og erstattet med innsatser som hadde et hull på 0,318 cm med en filtersil for å holde proppematerialene inne i. cellen når den ble lukket. Innstillingsskruene på toppen av stempelet og av-standsstykkene ble fjernet og lukking ble gjennomført under oppvarming til 85° C med registrering av lekkasjen. Et trykk på 70,3 kg/cm<2> ble opprettholdt over en tidsperiode på 30 minutter. The amount of plug material was chosen so that a pressure of 9.77 kg/m<2> occurred in the 0.847 cm gap. The final slurry was rushed into the cell and the cell was sealed. The tube-to-slit flow ends were removed and replaced with inserts having a 0.318 cm hole with a filter screen to keep the plug materials inside the cell when it was closed. The set screws on top of the piston and the spacers were removed and closure was carried out while heating to 85° C with recording of the leak. A pressure of 70.3 kg/cm<2> was maintained over a time period of 30 minutes.
Fluid ble lekket ut inntil et nettotrykk i cellen på null ble oppnådd (overtrykk inne i den lukkede celle = 0). Mengden av statisk utlekket fluid utgjorde 23 ml. På dette tidspunkt ble cellen lukket ved den rådende temperatur og ble latt i ro for statisk avsetning i 4 timer. Etter 4 timer ble en størn av 2 % KC1 påbegynt gjennom borekjerne og proppemateriale for å simulere tilbakeløp, mens trykket i den lukkede beholder langsomt ble øket til 281,2 kg/cm<2>. Deretter ble pakkens ledningsevne og gjennomtrengelighet registrert i forhold til tiden i 50 timer. Fluid was leaked until a net pressure in the cell of zero was achieved (overpressure inside the closed cell = 0). The amount of statically leaked fluid was 23 ml. At this point, the cell was closed at the prevailing temperature and left to stand for static deposition for 4 hours. After 4 hours, a starling of 2% KC1 was initiated through drill core and plug material to simulate flowback, while the pressure in the closed vessel was slowly increased to 281.2 kg/cm<2>. The package's conductivity and permeability were then recorded in relation to time for 50 hours.
Ved anvendelse av ovennevnte fremgangsmåte ble led-ningsevnen, ledningsevnens koeffisient Cw, permeabilitet og bibeholdt permeabilitet (sammenlignet med en kontrollprøve) bestemt for behandlingsfluider som inneholdt forskjellige additiver mot fluidtap. Resultatene er samlet i tabell 1 nedenfor. I hvert forsøk var basisfluidet 2 % KC1 pluss 18,1 kg tverrbundet hydroxypropylguar pr. 3785 liter og testtempe-raturen var 85° C, med unntak av det siste forsøk hvor test-temperaturen var 93,3° C. Using the above-mentioned method, the conductivity, coefficient of conductivity Cw, permeability and retained permeability (compared to a control sample) were determined for treatment fluids containing various additives against fluid loss. The results are summarized in table 1 below. In each experiment, the base fluid was 2% KCl plus 18.1 kg of cross-linked hydroxypropyl guar per 3785 liters and the test temperature was 85° C, with the exception of the last attempt where the test temperature was 93.3° C.
Fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse kan på effektiv måte kontrollere fluidtap i fraktureringsoperasjoner, og nedbrytningsproduktene (hydroxyeddiksyre-monomer og -dimer) fra fluidtapsadditivet som oppstår som et resultat av forma-sjonsbetingelsene bryter gelen i gelfilterputen og fjerner gelputen så å si i sin helhet uten noen vedvarende ødeleggelse av formasjonen. The method of this invention can effectively control fluid loss in fracturing operations, and the degradation products (hydroxyacetic acid monomer and dimer) from the fluid loss additive that occur as a result of the formation conditions break the gel in the gel filter pad and remove the gel pad virtually in its entirety without any persistent destruction of the formation.
Hydroxyeddiksyre-kondensasj onsproduktene kan anvendes som eneste additiv mot fluidtap eller i kombinasjon med andre additiver mot fluidtap, som for eks. silicamel eller dieseldrivstoff. Det er kun av viktighet at kondensasjonsproduktene er nedbrytbare ved formasjonsbetingelser og at de anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til i hovedsak fullstendig å bryte ned gelen i gelfilterputen som er dannet i løpet av fraktureringsbehandlinqen. Kondensasjonsproduktene, som er beskrevet i forannevnte US 4 715 967, kan skreddersys for å pa'sse til betingelsene i formasjonen som skal fraktureres. Fremgangsmåten eliminerer nødvendigheten av et separat gelnedbrytende injeksjonstrinn. Ofte kommer en separat injisert gelnedbryter bare i kontakt med en liten del av gelputen, noe som resulterer i mindre enn fullstendig gjenopprettelse av brønnens produktivitet eller injiserbarhet etter fraktureringsbehandlingen. The hydroxyacetic acid condensation products can be used as the only additive against fluid loss or in combination with other additives against fluid loss, such as e.g. silica flour or diesel fuel. It is only important that the condensation products are degradable under formation conditions and that they are used in an amount sufficient to essentially completely break down the gel in the gel filter pad that is formed during the fracturing treatment. The condensation products, which are described in the aforementioned US 4,715,967, can be tailored to suit the conditions of the formation to be fractured. The method eliminates the need for a separate gel-dissolving injection step. Often, a separately injected gel disintegrator contacts only a small portion of the gel pad, resulting in less than complete recovery of well productivity or injectability after the fracturing treatment.
Fotomikrografier av proppemiddelpakker fra testene som er beskrevet i det foregående viste i hovedsak fullstendig fjerning av filterkaken når hydroxyeddiksyre-kondensasjonsprodukter ble anvendt som eneste additiv mot fluidtap, mens forsøket hvor silicamel ble anvendt alene som additiv mot fluitap viste klart dårligere resultat. Nærværet av dieseldrivstoff hindrer effektiviteten av nedbrytningsproduktene når det gjelder nedbryting av gelfilterputen, men ikke desto mindre ble en betydelig mengde gelskader reparert. Hydroxyeddiksyre-kondensas jonsproduktets evne, når det ble anvendt som eneste fluidtapsadditiv, til å gi en proppemiddelpakke tilbake 100 % av dens totale ledningsevne og permeabilitet er virkelig overraskende. Photomicrographs of plugging agent packages from the tests described above showed essentially complete removal of the filter cake when hydroxyacetic acid condensation products were used as the only additive against fluid loss, while the experiment where silica flour was used alone as an additive against fluid loss showed clearly worse results. The presence of diesel fuel hinders the effectiveness of the degradation products in breaking down the gel filter pad, but nevertheless a significant amount of gel damage was repaired. The ability of the hydroxyacetic acid condensate ion product, when used as the sole fluid loss additive, to return a proppant pack to 100% of its total conductivity and permeability is truly surprising.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO892177A NO178473C (en) | 1989-05-30 | 1989-05-30 | Method of fracturing a subterranean formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO892177A NO178473C (en) | 1989-05-30 | 1989-05-30 | Method of fracturing a subterranean formation |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO892177D0 NO892177D0 (en) | 1989-05-30 |
| NO892177L NO892177L (en) | 1990-12-03 |
| NO178473B true NO178473B (en) | 1995-12-27 |
| NO178473C NO178473C (en) | 1996-04-03 |
Family
ID=19892080
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO892177A NO178473C (en) | 1989-05-30 | 1989-05-30 | Method of fracturing a subterranean formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO178473C (en) |
-
1989
- 1989-05-30 NO NO892177A patent/NO178473C/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO892177L (en) | 1990-12-03 |
| NO892177D0 (en) | 1989-05-30 |
| NO178473C (en) | 1996-04-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1319819C (en) | Formation fracturing process | |
| CA2291245C (en) | Improved polymer expansion for oil and gas recovery | |
| US5226479A (en) | Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker | |
| US4809783A (en) | Method of dissolving organic filter cake | |
| EP0404489B1 (en) | Well treatment process | |
| US4986355A (en) | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker | |
| AU2005271429B2 (en) | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives | |
| RU2471847C2 (en) | Compositions and method to damage fluid media of hydraulic fracturing | |
| US2975835A (en) | Bacteriological method of oil recovery | |
| CA2416718C (en) | Crosslinked polymer fluids and crosslinking concentrates therefor | |
| EP0677642B1 (en) | Method of breaking downhole viscosified fluids | |
| GB2240567A (en) | Method of treating subterranean formations using a non-damaging fracturing fluid | |
| NO159458B (en) | PROCEDURE FOR REDUCING PERMEABILITY IN UNDERGRADUAL FORMS AND BROWN HOLE FLUID FOR THIS. | |
| NO163976B (en) | PROCEDURE TE FOR HYDRAULIC FRACTURING OF A UNDORMATION. | |
| WO2001088334A2 (en) | Well service composition and method | |
| US4964466A (en) | Hydraulic fracturing with chlorine dioxide cleanup | |
| US5393439A (en) | Periodate fracturing fluid viscosity breakers | |
| US7000702B2 (en) | Environmentally benign viscous well treating fluids and methods | |
| CA2526673C (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| CA2620788A1 (en) | Fracture clean up method | |
| US20010007850A1 (en) | Polymer expansion for oil and gas recovery | |
| WO2014165537A1 (en) | Wellbore servicing materials and methods of making and using same | |
| US20030008780A1 (en) | Method and product for use of guar powder in treating subterranean formations | |
| RU2664987C2 (en) | Utilization of boron as crosslinking agent in emulsion system | |
| NO178473B (en) | Method of fracturing a subterranean formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |