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 PDFInfo
- 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
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 24
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 title description 27
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 title description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- XMPZTFVPEKAKFH-UHFFFAOYSA-P ceric ammonium nitrate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[Ce+4].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O XMPZTFVPEKAKFH-UHFFFAOYSA-P 0.000 claims description 20
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 19
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 19
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 19
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 16
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- -1 titanium (IV) ions Chemical class 0.000 claims description 13
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 10
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 9
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 7
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 7
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims description 6
- HSJPMRKMPBAUAU-UHFFFAOYSA-N cerium(3+);trinitrate Chemical compound [Ce+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O HSJPMRKMPBAUAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- VOZRXNHHFUQHIL-UHFFFAOYSA-N glycidyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC1CO1 VOZRXNHHFUQHIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 6
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 150000000703 Cerium Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-dinitroanilino)-4-methylpentanoic acid Chemical compound CC(C)CC(C(O)=O)NC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PAKCOSURAUIXFG-UHFFFAOYSA-N 3-prop-2-enoxypropane-1,2-diol Chemical compound OCC(O)COCC=C PAKCOSURAUIXFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PGJHGXFYDZHMAV-UHFFFAOYSA-K azanium;cerium(3+);disulfate Chemical compound [NH4+].[Ce+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O PGJHGXFYDZHMAV-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- OZECDDHOAMNMQI-UHFFFAOYSA-H cerium(3+);trisulfate Chemical compound [Ce+3].[Ce+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O OZECDDHOAMNMQI-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 3
- QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(O)CO QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 16
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 5
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 5
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 5
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 4
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 4
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 4
- IHEDBVUTTQXGSJ-UHFFFAOYSA-M 2-[bis(2-oxidoethyl)amino]ethanolate;titanium(4+);hydroxide Chemical compound [OH-].[Ti+4].[O-]CCN(CC[O-])CC[O-] IHEDBVUTTQXGSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 3
- DUFCMRCMPHIFTR-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylsulfamoyl)-2-methylfuran-3-carboxylic acid Chemical compound CN(C)S(=O)(=O)C1=CC(C(O)=O)=C(C)O1 DUFCMRCMPHIFTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 2
- CTKINSOISVBQLD-UHFFFAOYSA-N Glycidol Chemical compound OCC1CO1 CTKINSOISVBQLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006321 anionic cellulose Polymers 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce] GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 2
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 2
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N zirconium(4+) ion Chemical compound [Zr+4] GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LNAZSHAWQACDHT-XIYTZBAFSA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-4,5-dimethoxy-2-(methoxymethyl)-3-[(2s,3r,4s,5r,6r)-3,4,5-trimethoxy-6-(methoxymethyl)oxan-2-yl]oxy-6-[(2r,3r,4s,5r,6r)-4,5,6-trimethoxy-2-(methoxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxane Chemical compound CO[C@@H]1[C@@H](OC)[C@H](OC)[C@@H](COC)O[C@H]1O[C@H]1[C@H](OC)[C@@H](OC)[C@H](O[C@H]2[C@@H]([C@@H](OC)[C@H](OC)O[C@@H]2COC)OC)O[C@@H]1COC LNAZSHAWQACDHT-XIYTZBAFSA-N 0.000 description 1
- YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N (z)-4-hydroxypent-3-en-2-one;zirconium Chemical compound [Zr].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- 229920013683 Celanese Polymers 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical group OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCKIEQZJEYYRIY-UHFFFAOYSA-N Titanium ion Chemical compound [Ti+4] LCKIEQZJEYYRIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- HKVFISRIUUGTIB-UHFFFAOYSA-O azanium;cerium;nitrate Chemical compound [NH4+].[Ce].[O-][N+]([O-])=O HKVFISRIUUGTIB-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 125000002573 ethenylidene group Chemical group [*]=C=C([H])[H] 0.000 description 1
- URMNHHAUVFEMIG-UHFFFAOYSA-N ethyl 6-methyl-2-oxo-4-phenyl-3,4-dihydro-1h-pyrimidine-5-carboxylate Chemical compound CCOC(=O)C1=C(C)NC(=O)NC1C1=CC=CC=C1 URMNHHAUVFEMIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010944 ethyl methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229920003087 methylethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- SNVLJLYUUXKWOJ-UHFFFAOYSA-N methylidenecarbene Chemical group C=[C] SNVLJLYUUXKWOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 150000002924 oxiranes Chemical group 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000007342 radical addition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 229960004418 trolamine Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
- C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- Y—GENERAL 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/926—Packer 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.
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)
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)
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 |
-
1989
- 1989-03-10 US US07/322,155 patent/US4982793A/en not_active Expired - Lifetime
-
1990
- 1990-03-06 DE DE69019205T patent/DE69019205T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1990-03-06 EP EP90302376A patent/EP0387002B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-03-07 NO NO901079A patent/NO300743B1/no not_active IP Right Cessation
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 |