NO300743B1 - Fremgangsmåte for å fremstille cellulosederivater for å behandle en underjordisk formasjon - Google Patents

Fremgangsmåte for å fremstille cellulosederivater for å behandle en underjordisk formasjon Download PDF

Info

Publication number
NO300743B1
NO300743B1 NO901079A NO901079A NO300743B1 NO 300743 B1 NO300743 B1 NO 300743B1 NO 901079 A NO901079 A NO 901079A NO 901079 A NO901079 A NO 901079A NO 300743 B1 NO300743 B1 NO 300743B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
cellulose
cerium
ether derivative
group
cellulose ether
Prior art date
Application number
NO901079A
Other languages
English (en)
Other versions
NO901079L (no
NO901079D0 (no
Inventor
Marlin D Holtmyer
Charles V Hunt
Weldon M Harms
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 NO901079D0 publication Critical patent/NO901079D0/no
Publication of NO901079L publication Critical patent/NO901079L/no
Publication of NO300743B1 publication Critical patent/NO300743B1/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
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10Cellulose or derivatives thereof
    • 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
    • C09K8/56Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751Macromolecular compounds
    • C09K8/5756Macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • Y10S507/926Packer fluid

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)
  • Graft Or Block Polymers (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører kopolymerer av celluloseeterderivater som er oppløselig i vandige væsker og som har evne til tverrbinding med flerverdige metallkationer for å danne viskoelastiske geler som er nyttige i petroleumutvinningsoperasjoner.
Petroleumsutvinningsoperasjoner, slik som brønnstimulering og gruspakking, krever ofte anvendelse av fluidsammensetninger som har evne til å suspendere partikler. I gruspakkingsoperasjonene blir en pakke med grus plassert på det ytre av et perforert eller spaltet foringsrør eller skjerm som er plassert på tvers av en ukonsolidert formasjon. Den resulterende strukturen medfører en barriere for bevegelse av sand fra formasjonen, mens den fremdeles tillater fluidstrøm. Grusen blir brakt til formasjonen i form av en oppslemming ved å blande grus med en viskositetsforbedrende fluid. Med en gang grusen er plassert i borehullet, blir den viskositets-forbedrede bærerfluiden degradert og returnert til overflaten .
Behandlingsfluider blir på tilsvarende måte anvendt i å stimulere underjordiske formasjoner. Den viskositetsforbedrende fluiden bærer et proppemateriale gjennom borehullet og inn i både naturlige brudd og brudd i formasjonen forårsaket av hydraulisk press. Med en gang det ønskede bruddet er nådd, blir fluidet degradert og returnerer til overflaten og lar proppematerialet være igjen i formasjonen for å frembringe en ledende kanal der formasjonsfluidene kan strømme. I både stimulering og gruspakkingsoperasjonene reduserer den mest ønskede behandlingsfluiden friksjonstrykket når fluiden blir pumpet gjennom det rørformige godset og transporterer proppingsmaterialet eller grusen til formasjonen uten partikkelavsetting i brønnhullet under plassering.
Behandlingsfluidene med disse egenskapene omfatter generelt et hydrerbart polysakkarid, inkludert, men ikke begrenset til, guar, guarderivater og cellulosederivater. Disse polymerene viskositetsforbedrer vandige væsker slik at de danner oppløsninger som hemmer partikkelavsetning i en begrenset grad på bakgrunn av viskositet. Disse polymeropp-løsningene kan imidlertid nærme seg zeropartikkelavset-ningshastighet ved tverrbinding med flerverdige metallkationer slik at de danner høye viskoelastiske geler. Utnyttelsen av disse gelene er godt kjent innenfor fagområdet med petroleumutvinningsoperasjoner.
Cellulosederivater er foretrukne viskositetsforbedrende polymerer for visse petroleumutvinningsoperasjoner fordi de degraderer, dvs. taper viskositet uten å generere vann-uoppløselige partikler eller rester. De vannuoppløselige partiklene er antatt å forbli i formasjonen og kan forårsake formasjonsplugging eller forringelse av permeabiliteten til sand eller gruspakkingene. Cellulosederivater har imidlertid hatt begrenset bruk i mange petroleumanvendelser på grunn av at de fleste derivatene er saltsensitive og ikke kan tverrbinde. Ikke-ioniske derivater av cellulose er generelt ikke tverrbindbare fordi polymeren mangler et sete for tilknytning av et flerverdig metallkation. Eksempler på denne type innbefatter hydroksyalkylcelluloseetere, metylcellulose, etylcellulose og hydroksyalkylmetylcellulose. Et tverr-bindbart ikke-ionisk cellulosederivat har blitt fremstilt og beskrevet i US-patent nr. 4.523.010 og 4.552.215 som med dette er innbefattet med referanse. I disse beskrivelsene blir dehydroksypropylhydroksyalkylcellulose fremstilt ved en kondensasjonsreaksjon av glycidol med hydroksyetylcellulose under alkaliske betingelser. Glycidoltilsetning sammen med HEC-polymerkjede frembringer et sete for tilknytning av flerverdige metallkationer.
Anioniske cellulosederivater er normalt substituert med karboksylgrupper langs polymerkjeden. Karboksylgruppene kompleksdanner med de flerverdige metallkationene, slik som aluminium. Geler blandet med denne kjemien tenderer til å ha begrenset strukturell stabilitet i formasjonstemperaturer på ca. 121,1°C. I tillegg gjør karboksylatsubstituentene at polymersaltene er sensitive, dvs. viskositeten til polymeren i en" saltoppløsning er mindre enn viskositeten i vann. Saltsensiviteten er ikke en ønsket egenskap fordi de vandige væskene som blir anvendt i utvinningsoperåsjonene generelt inneholder kloridsalter for å hemme svelling av formasjons-leire.
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å behandle en underjordisk formasjon og frembringer nye og nyttige tverrbindbare podingskopolymerer av cellulosederivater som generelt er av ikke-ionisk karakter. Fremgangsmåter for å pode monomerene på polyhydroksy-inneholdende for-bindelser er godt kjent innenfor fagområdet. Fremgangsmåten blir beskrevet i US-patent nr. 2.922.768 og innbefattet her med referanse, der en vinylidenmonomer blir polymerisert med et organisk reduseringsmiddel, slik som cellulose, i nærvær av et ceriumsalt i vandig medium under sure betingelser. Ifølge foreliggende oppfinnelse blir de tverrbindbare cellulosederivatene fremstilt ved poding av vinyl eller allylmonomerer som har en tverrbindbar substituent på cellulosederivatet. Den resulterende kopolymer er ikke-ionisk og tverrbinder raskt med flerverdige metallkationer og danner stabile viskoelastiske geler, og således overvinner manglene hos ikke-ioniske og anioniske cellulosederivater som for nåværende blir anvendt i petroleumutvinningsoperasjoner.
Det har blitt gjort den overraskende oppdagelsen at visse podingskopolymerer av hydroksyetylcellulose kan bli tverrbundet med flerverdige metallkationer. De tverrbindbare kopolymerene blir dannet ved fri radikaltilsetning av vinyl-eller allylmonomerer som har en tverrbindbar substituent til cellulosederivater ved å anvende et redokssystem med ceriumioner i surt medium. En mer overraskende oppdagelse er at sur ceriumionebehandling av et ikke-ionisk cellulosederivat alene gir en tverrbindbar polymer. Disse forbind-eisene er særlig nyttige i petroleumutvinningsoperasjoner der tverrbindbare cellulosederivater blir anvendt for å frembringe meget viskoelastiske geler som degraderer uten å generere betydelig mengder med vannuoppløselige rester.
Foreliggende oppfinnelse frembringer en sammensetning og fremgangsmåte for å behandle underjordiske formasjoner. Behandlingsfluidsammensetningen i foreliggende oppfinnelse omfatter en vandig væske, en ny tverrbindbar kopolymer av HEC og et utvalgt tverrbindingsmiddel. Fluidsammensetningen kan bli anvendt i petroleumutvinningsoperasjoner slik som stimulering, gruspakking og andre brønnutfyllingsoperasjoner. I disse operasjonene utfører behandlingsfluidet en lang rekke funksjoner, f.eks. (1) redusere friksjonstrykket slik at fluidet blir pumpet gjennom rørformige gods og ned til brønnhullet og (2) å transportere proppematerialer eller gruspakkingsmateriale til formasjonen uten avsetting. En meget viskoelastisk fluid er ofte nødvendig for å transportere proppemateriale eller gruspakkingsmateriale til formasjonen uten avsetting. I tillegg må behandlingsfluidet ha stabil viskositet ved formasjonstemperaturer. Foreliggende oppfinnelse frembringer en slik fluid.
En vandig væske blir anvendt for å oppløse den nye kopolymeren av foreliggende oppfinnelse. Begrepet "vandig væske" som blir benyttet heretter, betyr en hvilken som helst væske som inneholder tilstrekkelig vann til minst delvis å hydrere kopolymeren og resulterer i en økning i viskositeten av fluidet. Vandige væsker anvendt i petroleumutvinningsoperasjoner inneholder normalt natriumklorid, kaliumklorid eller andre salter for å hemme svelling av leire som generelt finnes i underjordiske formasjoner. pE i den vandige væsken må være forlikelig med det utvalgte tverrbindingsmidlet og må ikke omvendt påvirke hydrering av kopolymeren.
De tverrbindbare kopolymerene i oppfinnelsen blir fremstilt ved å reagere visse allyl- eller vinylmonomere som har en tverrbindbar substituent, slik som tilgrensende dehydroksy-grupper eller en vinylfosfonsyre, med et cellulosederivat som har et redokssystem som omfatter ceriumioner og salpetersyre. Den generelle reaksjonen er antatt å kunne bli representert ved likningen:
der B er cerium-alkoholkomplekset, R er cellulosederivatet og RCHOH er et fritt radikal. Podingskopolymerisasjon av cellulose anvender vanligvis kjemiske initiatorer slik som ceriumioner. I surt medium oksiderer ceriumioner 1,2-glykoler med dannelse av et fritt radikal på et reduksjonsmiddel, som er cellulosederivatet i dette tilfellet. Det frie radikalet som blir fremstilt på cellulosederivatet initierer polymeri-sering med vinylgruppen av monomeren for å produsere podingskopolymeren.
Cellulosederivatet i denne oppfinnelsen er fortrinnsvis en hydroksyalkylcellulose som har en hydroksyalkylmolar substitusjon fra ca. 1,5 til ca. 3,0. Molar substitusjon er definert som det gjennomsnittlige antall mol av en substi-tuentgruppe som er tilstede pr. anhydroglukoseenhet i cellulosematerialet. Den foretrukne hydroksyalkylcellulosen er hydroksyetylcellulose (HEC) som har en molar substitusjon i området fra ca. 1,8 til ca. 2,5. I denne oppfinnelsen er det fordelaktig at hydroksyalkylcellulosen blir forhåndslaget i en separat reaksjon. Hydroksyetylcellulose blir vanligvis dannet ved å reagere etylenoksid med cellulose under ekstreme alkaliske forhold og er tilgjengelig kommersielt.
Kopolymerene i foreliggende oppfinnelse er tverrbindbare ved å pode visse allyl- eller vinylmonomere som har tilgrensende dihydroksygrupper eller en vinylfosfonsyre til cellulosederivatet. Monomerene har den reaktive CH2=C-delen som muliggjør at monomeren tilknyttes til en hydroksylgruppe i cellulosederivatet. Monomeren i foreliggende oppfinnelse må også skaffe tilveie en tverrbindbar substituent, slik som en tilgrensende dihydroksygruppe eller en fosfonatgruppe som muliggjør at kopolymeren tverrbinder ved oppløsning. De foretrukne podingsmonomerene til anvendelse i denne oppfinnelsen innbefatter, men er ikke begrenset til glycerylallyleter (GAE), 2,3-dihydroksypropylmetakrylat (DHPM), vinylfosfonsyre (VPA), allylglycidyleter (AGE), og glycidyl-metakrylat (GMA). For kopolymerer som inneholder AGE og GMA, må epoksidgruppen bli hydrolysert for å gjøre polymeren tverrbindbar. De mest foretrukne podningsmonomerene er GMA og
VPA.
Det er typisk at podingskopolymerisasjoner ble utført i vandig medium der polymeren er oppløst eller dispergert. Kopolymerene i denne oppfinnelsen ble fremstilt i aceton (55$ til 90$) og vann (45$ til 10$) eller metanol (ca. 70$) og vann (ca. 30$). Reaksjonene ble utført i en 1 liters kjele med en omrører eller en 1 liters krukke ved ca. 20 til ca. 60°C. Forholdet mellom cellulosederivat og vandig medium strekker seg fra ca. 1 g pr. 100 ml til ca. 1 g pr. 4 ml. Det foretrukne forhold er fra ca. 1 g/6 ml til 1 g/4 ml. Forholdet mellom cellulosederivat og podingsmonomer strekker seg fra ca. 3 g pr. 1 ml til ca. 25 g pr. 1 ml. Det foretrukne forholdet er fra ca. 6 g/l ml til ca. 12 g/l ml.
Polymerisasjonsreaksjonen i foreliggende oppfinnelse blir kjemisk initiert ved et redokssystem som omfatter ceriumioner i surt medium. Ceriumioner kan bli frembrakt f.eks. ved salter slik som ceriumnitrat, ceriumsulfat, ceriumammoniumnitrat og ceriumammoniumsulfat. Den foretrukne ceriuminitiatoren i foreliggende oppfinnelse er en oppløsning med ceriumammoniumnitrat i IN salpetersyre.
Ceriumammoniumnitrat er tilstede i en mengde fra ca. 0,00075 mol/100 ml til ca. 0,005 mol/100 ml reaksjonsmedium. Ceriuminitiatoren ble langsomt tilsatt til reaksjonsmateri-alet over en tidsperiode på ca. 30 til 90 sekunder. Reak-sjonstiden varierer fra ca. 10 minutter til 20 timer avhengig av reaksjonsforholdene og den spesielle podingsmonomeren. Podingsreaksjonseffektiviteten er generelt mindre enn ca. 50%. Typiske forhold for forskjellige podingsmonomerer er vist i eksemplene. Etter at reaksjonen er fullstendig, blir polymerisasjonsproduktet vasket med aceton, filtrert og tørket.
I fremstilling av kopolymerer i denne oppfinnelsen ble oppdagelsen gjort at behandling med hydroksyalkylcellulose bare med ceriumammoniumnitrat (CAN)/salpetersyreoppløsning gjorde også polymeren tverrbindbar. Tester ble utført der podingsmonomeren var utelatt fra reaksjonen og det resulterende produktet tjente som en kontrollprøve. Ceriumammoniumnitrat/ salpetersyrebehandl ing fremstilte overraskende en hydroksyalkylcellulose som hadde evne til å tverrbinde med et titaniumtverrbindingsmiddel.
En alternativ fremgangsmåte for fremstilling av CAN-behand-lede cellulosederivater ble funnet der diesel ble anvendt som reaksjonsmedium. Hydroksyetylcellulose ble tilsatt til dieselen for å danne en oppslemming av ca. 37% fast stoff. CAN/salpetersyreoppløsning ble tilsatt til oppslemmingen og fikk anledning til å sette seg i et minimum fra 1/2 opp til 16 timer. Polymerene fremstilt ved denne metoden fungerte likeså godt som polymerer behandlet under nitrogenatmosfaere.
Podingskopolymer i foreliggende oppfinnelse oppløses raskt i vandige væsker og øker i det vesentlige viskositeten til vandige væsker. Viskositeten til kopolymeroppløsningen kan ytterligere økes med tilsetning av et utvalgt tverrbindingsmiddel. Foretrukne tverrbindingsmidler ifølge denne oppfinnelsen omfatter mangeverdige metallkationer slik som aluminium, titan, zirkonium, krom, antimon og lignende. De mest foretrukne tverrbindingsmidlene frembringer titan- (IV) og zirkonium- (IV) ioner i området fra ca. 0,005 vekt-# til ca. 0,5 vekt-% i vandig væske. Eksempler på slike tverrbind-ende midler innbefatter trietanolamidtitanat, titanacetyl-acetohat, zirkoniumacetat, zirkoniumlaktat og andre organiske komplekser av titan og zirkonium som har evne til å skaffe til veie Ti- (IV) og Zr- (IV) ioner.
Den foretrukne anvendelse av foreliggende oppfinnelse er for å blande podingskopolymeren av HEC- eller CAN-behandlet HEC med andre cellulosederivater slik som HEC eller CMHEC. Ved å blande ca. 20% av polymerene i foreliggende oppfinnelse i steden for HEC eller CMHEC frembringer en kostnadseffektiv anordning for å oppnå vesentlig øket gelstabilitet. Viskositetsstabiliteten til polymerblandingene overskrider stabili-teten til CMHEC alene når den er tverrbundet med zirkonium og evaluert ved 121,1°C.
De følgende eksemplene er for å illustrere utnyttelsen av den nye behandlingsfluidsammensetningen i foreliggende oppfinnelse og oppfinnelsen er ikke begrenset av disse eksemplene.
Eksempel 1
Til en 1 liters kjele utstyrt med en omrører ble følgende reagenser tilsatt: 6 g HEC som inneholder b% H2O (MS på ca. 2,2), 165 ml aceton, 115 ml deionisert vann og 1 ml GMA { 98% aktiv fra Aldrich Chemicals). Kjelen ble skylt med nitrogen i 30 minutter under omrøring ved 300 RPM. Ceriumammoniumnitrat—
(CAN) oppløsning ble fremstilt i en tilsetningstrakt der 0,49 g CAN ble blandet med 9 ml IN HNO3 og 10 ml deionisert vann. Tilsetningstraktinnholdet ble også skylt med nitrogen i 30 minutter. Etter å ha hevet omrøringshastigheten i kjele-røreren til 1000 RPM, ble innhold av tilsetningstrakten langsomt tilsatt i løpet av en periode på 5 minutter.
Med en gang CAN-oppløsningen ble tilsatt, ble omrørings-hastigheten redusert til 300 RPM og reaksjonen fortsatte ved 40°C. Etter ca. 20 timer ble omrøringshastigheten igjen økt til 1"000 RPM og aceton ble tilsatt for å felle ut reaksjonsproduktet. Reaksjonsproduktet ble vasket med aceton og filtrert 3 ganger, deretter tørket i en vakuum-ovn inntil en konstant vekt var oppnådd.
Reaksjonsproduktet ved 0,72 vekt-% ble hydrert i 2% kaliumklorid- (KC1) oppløsning. Viskositeten til polymeroppløs-ningen ble målt 84 centipoises (eps) ved 511 s-<1> ved å anvende et Fann Model 35-viskometer. HEC/GMA-polymeropp-løsningen ble blandet med en fortynnet trietanolamintitanat-tverrbinder ved en konsentrasjon på 18,9 1 pr. 3785,4 1 med vandig væske (gpt) og en meget viskoelastisk gel ble dannet ved romtemperatur i løpet av 10 minutter. En meget rigid gel ble dannet i løpet av 30 minutter. EEC/GMA-kopolymeren dannet også en gel ved tilsetning av 2,5 gpt zirkoniumlaktat-tverrbindingsmiddel etter 60 minutter ved 82,2°C.
Eksempel 2
Til en 1 liters krukke ble følgende reagenser tilsatt: 48 g HEC (ca. 2,2 MS), 270 ml aceton, 13 ml deionisert vann, 8 ml VPA 65% (aktiv Hoechst Celanese Corp.). Innholdet i krukken ble blandet ved å anvende en magnetisk rører ved moderate hastigheter under skylling med nitrogen i 30 minutter. Til en tilsettingstrakt ble 0,245 g CAN blandet med 4,5 ml IN salpetersyre og 4,5 ml deionisert vann og skylt med nitrogen i 30 minutter. CAN-oppløsningen ble langsomt tilsatt til 1 1 krukken. Reaksjonen foregikk ved romtemperatur i 3 timer med fortsatt nitrogenskylling og blanding. Reaksjonsproduktet ble vasket i 500 ml aceton i 5 minutter, filtrert og tørket under vakuum inntil en konstant vekt var oppnådd.
VPA/HEC-kopolymeren ved 0,72 vekt-% ble oppløst i 2% KCL og viskositeten målt til 93 eps ved 511 s_<1>. Tverrbindingsyte-evnetester ble gjennomført ved å anvende trietanolamin-titanat, zirkoniumacetylacetonat og zirkoniumlaktat. Stive geler ble dannet ved romtemperatur med en trietanolamin-titariat-tverrbinder (5 gpt( og en zirkoniumacetat-tverrbinder (2,5 gpt). En fluid gel ble dannet med en zirkoniumlaktat-tverrbinder (3,0 gpt) ved 82,2°C).
Eksempel 3
En kontrollprøve ble fremstilt ved å tilsette 50 g HEC til 180 ml aceton i en 1 liters kjele utstyrt med en omrører. Kjeleinnholdet ble skylt med nitrogen i 30 minutter. Til en tilsetningstrakt ble 2,65 g CAN, 6,0 ml IN salpetersyre og 14 ml deionisert vann tilsatt og skylt med nitrogen i 30 minutter. Ceriumammoniumnitratoppløsningen ble langsomt tilsatt til kjelen i løpet av 1 minutt. Reaksjonen fortsatte i 90 minutter under nitrogenskylling. Aceton ble tilsatt kjelen etter 90 minutter for å felle ut reaksjonsproduktet. Filtratet ble filtrert og tørket.
Det tørkede produktet ved en konsentrasjon på 0,72 vekt-% ble hydrert i 2% kaliumkloridoppløsning og oppløsningen ble målt til 94 eps ved 511 s"<*.> En gel ble dannet i løpet av 15 minutter når polymeroppløsningen ble blandet med en tri-etanolamintitanat-tverrbinder. ;Eksempel 4 ;For å demonstrere øket viskositetsstabilitet frembrakt av disse podingskopolymerene ble følgende tester utført. Karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC) ved 0,48 vekt-% ble oppløst i 2% kaliumklorid, som også inneholdt 0,12 vekt-% ammoniumacetatbuff er for å frembringe en pH på ca. 5 i fluidet, 0,04 vekt-% urea og 0,12 vekt-% natriumtiosulfat. Podingskopolymerer i foreliggende oppfinnelse blir tilsatt til CMHEC-oppløsningen i 0,12 vekt-%. For en kontrollprøve ble ytterligere 0,12% CMHEC tilsatt. Polymeroppløsningene ble blandet med et zirkonium- (IV) tverrbindingsmiddel og evaluert på en FANN modell 50-viskometer ved 121,1°C. Resultatene i tabellen under viser en vesentlig økning i viskositetsstabiliteten til gelen med tilsetning av podingskopolymerer . ;Eksempel 5 ;For ytterligere å demonstrere den økede viskositetsstabiliteten frembrakt av podingskopolymerene i foreliggende oppfinnelse, ble følgende tester utført. Oppløsninger med CMHEC og tilsetningsstoffer ble fremstilt som beskrevet i eksempel 4. Podingskopolymere som beskrevet i tabellen under og CAN-behandlet HEC i foreliggende oppfinnelse ble fremstilt og tilsatt til CMHEC-oppløsningen i 0,12 vekt-%. Polymer-oppløsningene ble deretter blandet med et zirkonium- (IV) tverrbindingsmiddel og evaluert på en FANN modell 50-viskometer ved 121,1°C. Viskositetsstabiliteten til gelene laget fra polymerblandingene var merkbart overensstemmende. Generelt strakk de begynnende viskositetene seg fra ca. 150 til ca. 200 eps ved 170 s-<*>. Viskositetsutviklingen toppet seg i området fra 200 til 350 eps ved 170 s_<1> etter ca. 25 minutter til 40 minutter av forbrukt tid. Etter 120 minutter var viskositeten i gelene fra ca. 100 til 200 eps ved 170 s-<1>. Polymerer som var CAN-behandlet under omgivelsesbe-tingelser (nr. 25 og 26) opptrådte likt som polymere fremstilt under nitrogenatmosfære i disse testbetingelsene. Podingskopolymerene fremstilt med vinylfosfonsyre (nr. 15 og
16) produserte bare svakt høyere viskositet enn CMHEC-kontrollprøven.

Claims (10)

1. Fremgangsmåte for å behandle en underjordisk formasjon, karakterisert ved at den omfatter at man: fremstiller en behandlingsfluidsammensetning ved å blande en vandig væske, et celluloseeterderivat som er kjemisk modifisert ved å reagere under sure forhold nevnte celluloseeterderivat med et ceriumsalt, og et tverrbindingsmiddel; og injiserer nevnte behandlingsfluidsammensetning inn i nevnte underjordiske formasjon gjennom et borehull.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte celluloseeterderivat blir utvalgt fra gruppen som omfatter hydroksyalkylcellulose, karboksymetyl-cellulose og karboksymetylhydroksyalkylcellulose.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte ceriumsalt blir utvalgt fra gruppen som omfatter ceriumnitrat, ceriumsulfat, ceriumammoniumnitrat og ceriumammoniumsulfat.
4 . Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at nevnte tverrbindingsmiddel blir utvalgt fra gruppen som omfatter mangeverdige metallkationer som frembringer titan- (IV) ioner eller zirkonium- (IV) ioner.
5 . Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, karakterisert ved at den omfatter at man: fremstiller en behandlingsfluidsammensetning ved å blande en vandig væske, et første celluloseeterderivat, et andre celluloseeterderivat som er kjemisk modifisert ved å reagere under sure betingelser nevnte andre celluloseeterderivat med en vinyl- eller allylmonomer som har en tverrbindbar substituent og et ceriumsalt, og et tverrbindingsmiddel; og injiserer nevnte behandlingsfluidsammensetning inn i nevnte underjordiske formasjon gjennom et borehull.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at nevnte første celluloseeterderivat er karboksymetylhydroksyetylcellulose.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at nevnte andre celluloseeterderivat er hydroksyetylcellulose .
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at nevnte vinyl- eller allylmonomer blir utvalgt fra gruppen som omfatter glycerylallyleter, 2,3-dihydroksypropylmetakrylat, vinylfosfonsyre, allylglycidyleter og glycidyl-metakrylat.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at nevnte ceriumsalt blir utvalgt fra gruppen som omfatter ceriumnitrat, ceriumsulfat, ceriumammoniumnitrat og ceriumammoniumsulfat.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at nevnte tverrbindingsmiddel blir utvalgt fra gruppen som omfatter mangeverdige metallkationer som frembringer titan- (IV) ioner eller zirkonium- (IV) ioner.
NO901079A 1989-03-10 1990-03-07 Fremgangsmåte for å fremstille cellulosederivater for å behandle en underjordisk formasjon NO300743B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/322,155 US4982793A (en) 1989-03-10 1989-03-10 Crosslinkable cellulose derivatives

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO901079D0 NO901079D0 (no) 1990-03-07
NO901079L NO901079L (no) 1990-09-11
NO300743B1 true NO300743B1 (no) 1997-07-14

Family

ID=23253673

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO901079A NO300743B1 (no) 1989-03-10 1990-03-07 Fremgangsmåte for å fremstille cellulosederivater for å behandle en underjordisk formasjon

Country Status (4)

Country Link
US (1) US4982793A (no)
EP (1) EP0387002B1 (no)
DE (1) DE69019205T2 (no)
NO (1) NO300743B1 (no)

Families Citing this family (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5122549A (en) * 1989-03-10 1992-06-16 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5067565A (en) * 1989-03-10 1991-11-26 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5186847A (en) * 1991-01-30 1993-02-16 Halliburton Company Methods of preparing and using substantially debris-free gelled aqueous well treating fluids
US5111886A (en) * 1991-05-07 1992-05-12 Union Oil Company Of California Crosslinked hydroxyethylcellulose and its uses
US5207934A (en) * 1991-05-07 1993-05-04 Union Oil Company Of California Crosslinked hydroxyethylcellulose and its uses
US5244042A (en) * 1991-05-07 1993-09-14 Union Oil Company Of California Lanthanide-crosslinked polymers for subterranean injection
US5263540A (en) * 1991-05-07 1993-11-23 Union Oil Company Of California Crosslinked hydroxyethylcellulose and its uses
US5226480A (en) * 1991-05-07 1993-07-13 Union Oil Company Of California Recovery system containing lanthanide-crosslinked polymers
US5211858A (en) * 1991-05-07 1993-05-18 Union Oil Company Of California Lanthanide-crosslinked polymers for subterranean fluid containment
US5165479A (en) * 1991-07-22 1992-11-24 Halliburton Services Method for stimulating subterranean formations
US5304620A (en) * 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US5363916A (en) * 1992-12-21 1994-11-15 Halliburton Company Method of gravel packing a well
US5346339A (en) * 1993-06-16 1994-09-13 Halliburton Company Pipeline cleaning process
US5701956A (en) * 1996-04-17 1997-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing water production from subterranean formations
US5762140A (en) * 1996-11-04 1998-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. High viscosity low friction pressure loss well treating fluids and methods
US6514610B2 (en) * 1999-12-13 2003-02-04 Fuji Spinning Co., Ltd. Method for manufacturing improved regenerated cellulose fiber
US7084094B2 (en) * 1999-12-29 2006-08-01 Tr Oil Services Limited Process for altering the relative permeability if a hydrocarbon-bearing formation
GB0219037D0 (en) * 2002-08-15 2002-09-25 Bp Exploration Operating Process
US7531484B2 (en) * 2002-11-26 2009-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and solutions for removing HEC-based CFLA from a subterranean formation
EP1689787A2 (en) 2003-11-28 2006-08-16 Eastman Chemical Company Cellulose interpolymers and method of oxidation
US7124822B2 (en) * 2004-11-02 2006-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed completion fluids and methods
US8030249B2 (en) * 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20060169182A1 (en) 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US7297665B2 (en) * 2005-04-07 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7264054B2 (en) * 2005-04-07 2007-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7225874B2 (en) * 2005-08-12 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing the viscosity of treatment fluids used in subterranean operations
US20070049501A1 (en) * 2005-09-01 2007-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use
US8590622B2 (en) * 2006-02-10 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Organic acid compositions and methods of use in subterranean operations
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
US7645725B2 (en) * 2006-04-14 2010-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids with improved fluid loss control
US7795185B2 (en) * 2006-07-27 2010-09-14 Halliburton Energy Services, Inc. Magnesium peroxide difunctional components for cellulose derivatives and associated methods
US7686080B2 (en) * 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US8082994B2 (en) * 2006-12-05 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations
US20080185146A1 (en) * 2007-02-02 2008-08-07 Baycroft Perry D Reduced friction pressure gravel pack slurry
US8569214B2 (en) * 2007-05-30 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using polysaccharide based cement additives
US8586508B2 (en) * 2007-05-30 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polysaccharide based cement additives
AU2009244507B2 (en) * 2008-05-05 2012-03-15 M-I L.L.C. Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss
US7897545B2 (en) 2008-08-08 2011-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations
US20100200230A1 (en) 2009-02-12 2010-08-12 East Jr Loyd Method and Apparatus for Multi-Zone Stimulation
US20100212906A1 (en) 2009-02-20 2010-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Method for diversion of hydraulic fracture treatments
US20100236784A1 (en) * 2009-03-20 2010-09-23 Horton Robert L Miscible stimulation and flooding of petroliferous formations utilizing viscosified oil-based fluids
US8932998B2 (en) 2009-10-05 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Methods for crosslinking water soluble polymers for use in well applications
US8770295B2 (en) 2011-07-26 2014-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Thermally stable, nonionic foaming agent for foam fracturing fluids
US9574437B2 (en) 2011-07-29 2017-02-21 Baker Hughes Incorporated Viscometer for downhole use
US20130048282A1 (en) 2011-08-23 2013-02-28 David M. Adams Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore
US8938380B2 (en) 2012-02-29 2015-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure
US20130233559A1 (en) 2012-03-07 2013-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant Additives for Stimulating Subterranean Formation During Fracturing Operations
US9284476B2 (en) 2012-09-15 2016-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising magnetic surfactants and methods relating thereto
US9879503B2 (en) 2012-09-19 2018-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating long-interval and high-contrast permeability subterranean formations with diverting fluids
US8967264B2 (en) 2012-09-25 2015-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of enhancing fracturing stimulation in subterranean formations using in situ foam generation and pressure pulsing
US9790416B2 (en) 2012-10-30 2017-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations
EA029162B1 (ru) 2012-10-30 2018-02-28 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах
US9279077B2 (en) 2012-11-09 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation
US20140148369A1 (en) 2012-11-28 2014-05-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of Treating a Subterranean Formation with Friction Reducing Clays
US9243183B2 (en) 2012-11-28 2016-01-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating a subterranean formation with thermally activated suspending agents
US9677386B2 (en) 2013-02-28 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stabilizing weakly consolidated subterranean formation intervals
US8935957B2 (en) 2013-03-13 2015-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material
US9027648B2 (en) 2013-03-18 2015-05-12 Halliburton Engergy Services, Inc. Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
US9487692B2 (en) 2013-03-19 2016-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for consolidation treatments in subterranean formations using silicon compounds derived from furfuryl alcohols
US9862876B2 (en) 2013-04-22 2018-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system
US9494026B2 (en) 2013-04-22 2016-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system
US9475976B2 (en) 2013-05-20 2016-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions of improving wellbore cleanout treatments
US9816022B2 (en) 2013-05-31 2017-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications
AU2013399160B2 (en) 2013-08-27 2016-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Acid diversion treatments in injection wells using permeability modifiers
GB2533730B (en) 2013-10-29 2021-04-14 Halliburton Energy Services Inc Drill-in fluids comprising nanoparticulates for consolidating subterranean formations while drilling
MX2016004313A (es) 2013-10-30 2016-09-28 Halliburton Energy Services Inc Composiciones de compuestos particulados hinchables en agua y petroleo vulcanizado.
WO2015076820A1 (en) 2013-11-22 2015-05-28 Halliburton Energy Services, Inc. Dual purpose viscosifier-scale inhibitors for use in subterranean formation operations
AU2014405605B2 (en) 2014-09-02 2017-10-05 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture networks in subterranean formations
US20180094185A1 (en) * 2015-04-22 2018-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Cellulose or Cellulose Derivative Including Grafted Acrylamide or Acrylic Acid Groups for Treatment of Subterranean Formations
WO2024049833A2 (en) * 2022-08-30 2024-03-07 Isp Investments Llc Water-soluble, partially biodegradable dihydroxyalkyl cellulose

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1162342B (de) * 1955-09-21 1964-02-06 Polymer Corp Verfahren zum Aufpfropfen von Monomeren auf Polysaccharide und Proteine oder deren Derivate
US2922768A (en) * 1956-04-12 1960-01-26 Mino Guido Process for polymerization of a vinylidene monomer in the presence of a ceric salt and an organic reducing agent
US3341483A (en) * 1961-08-30 1967-09-12 Yissum Res Dev Co Anionic graft polymerization of vinyl monomers on natural polyhydroxy compounds, their derivatives and on synthetic polyhydroxy polymers
GB1088672A (en) * 1963-10-03 1967-10-25 Ici Ltd Reactions of polymeric materials with vinyl phosphonium compounds
US3359224A (en) * 1966-07-06 1967-12-19 Scott Paper Co Thioated cellulosic/amylaceous substrate-ethylenically unsaturated monomer graft copolymer
US3488210A (en) * 1966-11-03 1970-01-06 Fmc Corp Cellulosic graft polymerization process with suppression of homopolymer formation
US3682632A (en) * 1968-06-14 1972-08-08 Ricoh Kk Copying material for use in electrophotography
US3607799A (en) * 1969-10-24 1971-09-21 Eastman Kodak Co Processes for grafting vinyl-type compounds to cellulosic materials
JPS4920964B1 (no) * 1970-06-29 1974-05-29
US4135943A (en) * 1973-05-31 1979-01-23 Toyo Jozo Company, Ltd. Novel selective adsorbents
US3977954A (en) * 1973-08-22 1976-08-31 The Regents Of The University Of California Sensitized vapor phase photo-grafting of monomers onto surfaces
US3888312A (en) * 1974-04-29 1975-06-10 Halliburton Co Method and compositions for fracturing well formations
US3943996A (en) * 1974-10-30 1976-03-16 Calgon Corporation Low fluid loss cementing compositions
US4174309A (en) * 1976-07-26 1979-11-13 Mobil Oil Corporation Polyisocyanate cross-linked alkylene oxide-linear non-ionic polysaccharide reaction product
US4131576A (en) * 1977-12-15 1978-12-26 National Starch And Chemical Corporation Process for the preparation of graft copolymers of a water soluble monomer and polysaccharide employing a two-phase reaction system
JPS53130789A (en) * 1978-04-27 1978-11-15 Sanyo Chem Ind Ltd Preparation of water absorbing resin
US4324668A (en) * 1978-10-02 1982-04-13 Halliburton Company High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
US4352902A (en) * 1980-01-08 1982-10-05 Kansai Paint Co., Ltd. Emulsion composition containing cellulose derivative
US4415703A (en) * 1981-01-13 1983-11-15 Daicel Chemical Industries, Ltd. Aqueous dispersion of a cellulose derivative
JPS5823847A (ja) * 1981-08-04 1983-02-12 Kansai Paint Co Ltd 繊維素誘導体含有エマルシヨン組成物
US4566976A (en) * 1981-12-14 1986-01-28 Nl Industries, Inc. Viscous heavy brines
US4540742A (en) * 1982-11-12 1985-09-10 The B. F. Goodrich Company Graft copolymers and process for their preparation
US4555468A (en) * 1983-05-04 1985-11-26 Daicel Chemical Industries, Ltd. Photosensitive diazonium material with precoat of graft polymer prepared by grafting cellulose derivation with radical polymerizable monomer
US4523010A (en) * 1984-06-15 1985-06-11 Hercules Incorporated Dihydroxypropyl mixed ether derivatives of cellulose
US4552215A (en) * 1984-09-26 1985-11-12 Halliburton Company Method of gravel packing a well
JPH0613586B2 (ja) * 1984-10-17 1994-02-23 ダイセル化学工業株式会社 高吸収性素材
US4549907A (en) * 1984-12-20 1985-10-29 Celanese Corporation Thixotropic aqueous solutions containing a crosslinked polygalactomannan gum
US4690996A (en) * 1985-08-28 1987-09-01 National Starch And Chemical Corporation Inverse emulsions
US4866151A (en) * 1987-03-25 1989-09-12 National Starch And Chemical Corporation Polysaccharide graft polymers containing acetal groups and their conversion to aldehyde groups

Also Published As

Publication number Publication date
US4982793A (en) 1991-01-08
DE69019205T2 (de) 1995-09-21
NO901079L (no) 1990-09-11
EP0387002A2 (en) 1990-09-12
NO901079D0 (no) 1990-03-07
DE69019205D1 (de) 1995-06-14
EP0387002B1 (en) 1995-05-10
EP0387002A3 (en) 1992-03-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO300743B1 (no) Fremgangsmåte for å fremstille cellulosederivater for å behandle en underjordisk formasjon
US5067565A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
US5122549A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
EP0331277B1 (en) Saturated brine well treating fluids and additives therefor
EP0176190B1 (en) Method of fracturing subterranean formations
US5304620A (en) Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US4175042A (en) Well completion and work over fluid and method of use
US4369843A (en) Well completion and work over method
CA1192484A (en) Permeability reduction in subterranean reservoirs
EP1948754B1 (en) Composition and method for thickening heavy aqueous brines
US4186803A (en) Well completion and work over method
US7395863B2 (en) Method of treating a subterranean formation with an oil-based composition containing a polysaccharide-based water-superabsorbent material
EP0159313B1 (en) Well drilling, workover and completion fluids
US4579942A (en) Polysaccharides, methods for preparing such polysaccharides and fluids utilizing such polysaccharides
EP0174856B1 (en) Gelled aqueous compositions
WO1999050370A1 (en) Derivatization of polymers and well treatments using same
WO2012044986A2 (en) Viscosified fluid loss control agent utilizing chelates
EP0399767A2 (en) Interpolymers useful for treating subterranean formations
US5669446A (en) Methods for breaking viscosified fluids
US20180002596A1 (en) Subterranean fluids containing suspended polymer bodies
US4566979A (en) Stable mixture of crosslinkable components promptly activatable as acting treating agents
CA1140328A (en) Aqueous solutions containing crosslinked hydroxyethyl carboxyethyl cellulose
CA1156551A (en) Well completion and workover method
NO167817B (no) Viskoes fraktureringsvaeske.

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired