NO303699B1 - FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon - Google Patents

FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon Download PDF

Info

Publication number
NO303699B1
NO303699B1 NO922935A NO922935A NO303699B1 NO 303699 B1 NO303699 B1 NO 303699B1 NO 922935 A NO922935 A NO 922935A NO 922935 A NO922935 A NO 922935A NO 303699 B1 NO303699 B1 NO 303699B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
fluid
fracturing
added
linking
borate
Prior art date
Application number
NO922935A
Other languages
English (en)
Other versions
NO922935L (no
NO922935D0 (no
Inventor
Brian Ainley
S Bruce Mcconnell
Original Assignee
Dowell Schlumberger Inc
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=24955666&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO303699(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Dowell Schlumberger Inc filed Critical Dowell Schlumberger Inc
Publication of NO922935D0 publication Critical patent/NO922935D0/no
Publication of NO922935L publication Critical patent/NO922935L/no
Publication of NO303699B1 publication Critical patent/NO303699B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08BPOLYSACCHARIDES; DERIVATIVES THEREOF
    • C08B37/00Preparation of polysaccharides not provided for in groups C08B1/00 - C08B35/00; Derivatives thereof
    • C08B37/006Heteroglycans, i.e. polysaccharides having more than one sugar residue in the main chain in either alternating or less regular sequence; Gellans; Succinoglycans; Arabinogalactans; Tragacanth or gum tragacanth or traganth from Astragalus; Gum Karaya from Sterculia urens; Gum Ghatti from Anogeissus latifolia; Derivatives thereof
    • C08B37/0087Glucomannans or galactomannans; Tara or tara gum, i.e. D-mannose and D-galactose units, e.g. from Cesalpinia spinosa; Tamarind gum, i.e. D-galactose, D-glucose and D-xylose units, e.g. from Tamarindus indica; Gum Arabic, i.e. L-arabinose, L-rhamnose, D-galactose and D-glucuronic acid units, e.g. from Acacia Senegal or Acacia Seyal; Derivatives thereof
    • C08B37/0096Guar, guar gum, guar flour, guaran, i.e. (beta-1,4) linked D-mannose units in the main chain branched with D-galactose units in (alpha-1,6), e.g. from Cyamopsis Tetragonolobus; Derivatives thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K5/00Use of organic ingredients
    • C08K5/55Boron-containing compounds
    • 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
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • 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
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • Y10S507/924Fracture fluid with specified propping feature

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Silver Salt Photography Or Processing Solution Therefor (AREA)
  • Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon ved en temperatur over 93°C, og det særegne ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er at den omfatter trinnene: en galaktomannangummi tilsettes til en vandig oppløsning, galaktomannangummien tillates å hydratisere for å danne et
basisfluid,
en borforbindelse som er istand til å tilveiebringe borat-ioner i oppløsning tilsettes til basisfluidet, idet borationene er istand til å tverrbinde galaktomannangummien, til basisfluidet tilsettes ytterligere en organisk polyol
istand til kompleksdannelse med borationene og en base, fluidet pumpes til en underjordisk formasjon hvor kompleksdannelsesreaksjonen av den organiske polyol med borationene forhindrer synerese ved lave temperaturer for blanding og pumping men tillater frigivelse av borat for å bevirke tverrbinding ved fraktureringstrykk ved temperaturer opp til 14 8°C.
Disse og andre trekk ved oppfinnelsen fremgår av patent-kravene.
I teknikken for utvinning av hydrokarbon-verdier fra underjordiske formasjoner er det vanlig, spesielt i formasjoner med lav permeabilitet, å frakturere de hydrokarbonholdige formasjoner på hydraulisk vis for å tilveiebringe strømnings-kanaler for å underlette fremføringen av hydrokarboner til borehullet. Fraktureringsfluider omfatter typisk et vann- eller oljebasert fluid, som inneholder et polymert fortykningsmiddel. Det polymere fortykningsmiddel hjelper til med å kontrollere utlekking av fraktureringsfluidet inn i formasjonen, hjelper til ved overføring av hydraulisk fraktureringstrykk til berg-overflåtene og fører primært til suspensjon av partikkelformige proppematerialer som forblir på stedet i fraktureringen når fraktureringstrykket avlastes.
Typiske polymere fortykningsmidler for anvendelse i fraktureringsfluider omfatter galaktomannan-harpikser, så som guar og substituerte guartyper, så som hydroksypropyl-guar eller karboksymetylhydroksypropyl-guar. Cellulosepolymerer, så som hydroksyetylcellulose, kan også anvendes, samt syntetiske polymerer, så som polyakrylamid. For å øke viskositeten og så ledes den proppbærende kapasitet, samt for å øke høytemperatur-stabiliteten på fraktureringsfluidet, gjennomføres også van-ligvis tverrbinding av polymerene. Typiske tverrbindingsmidler omfatter løselige bor-, zirkonium- eller titanforbindelser. Disse metallioner tilveiebringer tverrbinding eller sammenbind-ing av polymerkjedene for å øke fraktureringsfluidets viskositet og for å forbedre fraktureringsfluidets reologi. •
Det er nødvendig at fraktureringsfluider fremstilles på overflaten og så pumpes gjennom rør i borehullet til den hydrokarbonholdige underjordiske formasjon. Mens høy viskositet er en ønsket egenskap for et fluid i formasjonen for på virksom måte å overføre f raktureringstrykk til berget, samt for å redusere fluidlekkasje, kreves det store mengder av hydraulisk effekt for å pumpe fluider med en slik høy viskositet gjennom brønnrørene til formasjonen. For å redusere friksjonstrykket er det blitt utviklet forskjellige metoder for å forsinke tverrbindingen av polymerer i et fraktureringsfluid. Dette fører til pumping av et relativt mindre viskøst fraktureringsfluid med relativt lave friksjonstrykk i brønnrørene, idet tverrbinding gjennomføres så nær den underjordiske formasjon at de fordelak-tige egenskaper for det fortykkede tverrbundne fluid oppstår ved fronten av berget.
Ett typisk forsinket tverrbindende fraktureringsfluid-system omfatter borat-tverrbundne galaktomannan-harpikser, så som guar eller hydroksypropyl-guar (HPG). Galaktomannan-polymerene føres generelt til en blander i fast form, pulverform eller mer typisk suspendert i et hydrokarbon, så som kerosin eller dieselolje. Ved tilsetning til en nøytral eller sur vandig løsning, hydratiseres galaktomannan-harpiksen under dannelse av en gel. Hydratisering av guar og HPG vil bare finne sted under nøytrale eller sure betingelser, dvs. ved en pH-verdi på ca. 7 eller lavere. Ved disse pH-betingelser vil ingen tverrbinding av guar eller HPG med boration finne sted. For å gi borat-tverrbinding av guar og HPG, må pH-verdien forhøyes til minst 9,5. Det er dette krav om forhøying av pH-verdien som er blitt utnyttet i tidligere kjent teknikk for å oppnå en forsinkelse i tverrbindingen av galaktomannan-harpikser ved hjelp av boration.
Én typisk mekanisme for å forsinke forhøyelsen av pH-verdien er å anvende en base med lav løselighet, så som magnesiumoksyd (MgO). MgO tilsettes til den hydratiserte, sure galaktomannan-harpiks-løsning sammen med en forbindelse som frigir bor. Ettersom løsningen i begynnelsen er sur, finner det ikke sted noen tverrbinding av polymerene ved nærvær av bor (eller boration) i løsning. Når MgO langsomt løser seg opp i systemet, forhøyes pH-verdien gradvis ifølge følgende reaksjon:
Det er også blitt foreslått at oppløsningen av MgO kan forsinkes ytterligere ved å dispergere fast, partikkelformig MgO i hydrokarbondråper sammen med et overflateaktivt middel som ytterligere forsinker oppløsningen av MgO. Borat-tverrbindingen av en galaktomannan-harpiks er imidlertid en reversibel reaksjon dersom løsningens pH-verdi skulle falle under den nød-vendige pH-verdi på ca. 9,5 i løpet av en viss tid. Ved temperaturer over 93,3°C forenes magnesiumioner med hydroksyd-ioner for å danne uløselig magnesiumhydroksyd som forårsaker at pH-verdien for fraktureringsf luidet avtar, noe som i sin tur destabiliserer fluidet ved at borat-tverrbindingen brytes opp. Anvendelsen av borat-tverrbundne galaktomannan-harpikser ved frakturering i formasjoner med høy temperatur over ca. 93,3°C begrenses således av de høye pumpe-friksjonstrykk som kreves for å pumpe et stabilt, ikke-forsinket borat-tverrbundet fluid. Fordelene ved god rengjøring og fjerning av borat-tverrbundne galaktomannan-harpikser, samt de lavere kostnader for disse, kan ikke utnyttes effektivt over disse temperaturer.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for frakturering som fører til forsinkelse av borat-tverrbinding av et galaktomannan-harpiks-f raktureringsf luid for anvendelse ved temperaturer godt over den i det foregående angitte temperaturgrense på 93,3°C for systemer ifølge tidligere kjent teknikk, det vil si en fremgangsmåte som i mindre grad er påvirket av forhøyede underjordiske temperaturer.
Den foreliggende oppfinnelse skal beskrives mer fullstendig i det følgende i forbindelse med den vedføyde tegning som danner en del av denne beskrivelse og hvor den eneste figur er en grafisk illustrasjon av forsinkelsen i tverrbindingstid ved forskjellige konsentrasjonsnivåer som eksempel på bor-kompleksdannende midler anvendt i henhold til foreliggende oppfinnelse, ved foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen.
Tverrbindingen av en galaktomannan-harpiks med boration ved kompleksdannelse av bor i vandig alkalisk løsning forsinkes under anvendelse av et kompleksdanningsmiddel som omfatter en organisk polyol i henhold til likevektsreaksjoner (2) nedenfor:
Slik den er anvendt i denne beskrivelse, skal betegnelsen"polyol" forstås å angi en organisk forbindelse med alkohol-funksjoner som ligger ved siden av hverandre som vist i (3) nedenfor:
En polyol kan således omfatte slike materialer som glykoler, glycerin, sakkarider, så som glukose, sorbitol, dekstrose, mannose, mannitol og lignende, samt andre karbohy-drater og polysakkarider inkludert naturlige og syntetiske harpikser. Også inkludert i betegnelsen "polyol" er syre-, syresalt-, ester- og aminderivater av en polyol.
Komplekset dannes ved tilsetning av en base og en polyol til en vandig løsning av borsyre eller annen borholdig forbindelse. Ettersom reaksjon (2) er en likevektsreaksjon, kan materialene tilsettes minst i et støkiometrisk forhold eller, mer foretrukket, mer alkalisk materiale og/eller mer polyol kan tilsettes for å danne ytterligere mengder kompleksdannet bor. Jo mer kompleksdannet bor som er til stede i likevekt sreaks j on-en, desto lenger forsinkes tverrbindingsreaksjonen av bor med en galaktomannan-harpiks. Fagfolk vil lett kunne bestemme de forskjellige ønskede forhold av disse tre komponenter for å oppnå den ønskede forsinkelsestid i tverrbindingsreaksjonen.
Dersom det anvendes sjøvann for fremstilling av fraktureringsf luid, dvs. dersom basisfluidet hvor galaktomannan- harpiksen dispergeres og hydratiseres er sjøvann, inkluderer løsningen, som omfatter en borholdig forbindelse, en polyol og en base, nødvendigvis en betydelig større mengde base for å kunne forhøye sjøvannets pH-verdi ved de forhøyede temperaturer. Enhver vanlig base, så som et alkalimetall- eller ammoniumhydroksyd eller et jordalkalimetall-hydroksyd, kan anvendes for å justere pH-verdien.
Det betraktes som innenfor oppfinnelsens ramme at boret, den pH-justerende base og den kompleksdannende polyol tilsettes til en vandig, hydratisert galaktomannan-harpiks-løsning som én enkelt additivløsning, selv om det selvfølgelig er mulig å til-sette disse materialer hver for seg. I en foretrukket utførelse gjennomføres en kontinuerlig blanding eller en blandingsprose-dyre underveis hvor galaktomannan-harpiksen tilføres til tilsetningsvannet, så som ferskvann, saltløsning eller sjøvann, og føres gjennom en kontinuerlig blander hvor oppholdstiden er tilstrekkelig for i hovedsak fullstendig hydratasjon av galaktomannan-harpiksen, fulgt av tilsetning av det forsinkende tverrbindemiddel som beskrevet ovenfor. Fraktureringsfluidet er da i en tilstand som gjør at det kan pumpes inn i borehullet til formasjonen som skal fraktureres enten som en pute eller med tilsetning av proppemiddel i normale mengder på opptil 1,92 g eller mer proppemiddel pr. cm<3>fraktureringsfluid, i form av en hydratisert galaktomannan-harpiks-løsning, like før pumping.
De følgende eksempler illustrerer flere foretrukne utførelser av oppfinnelsen og viser forskjellige forsinkelsestider ved tverrbinding av et typisk galaktomannan-harpiks-fraktureringsfluid under anvendelse av flere forskjellige typer polyolmaterialer i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Eksempel 1
Et basis-fraktureringsfluid omfattende 4,79 kg guar pr. 1000 liter fraktureringsfluid ble fremstilt og fikk hydratisere. Fraktureringsfluidet inneholdt små mengder av normalt, ikke-aktivt (med hensyn til tverrbindingsaktivitet) fraktureringsf luid-additiv, så som et overflateaktivt middel, et biocid og en skumdemper. Dette basis-fraktureringsfluid vil bli anvendt i alle de følgende eksempler og er som angitt, fremstilt enten med ferskvann eller med sjøvann.
0,60 kg borsyre og 15,14 1 30% natriumhydroksyd pr. 1000 liter basisfluid ble blandet sammen og så tilsatt til basisfluidet. Tverrbinding av guaren fant sted i løpet av en tids-periode på ca. 10 - 15 sekunder.
Eksempel 2
0,60 kg borsyre, 3,0 kg natriumglukonat og 15,14 1 30% natriumhydroksyd-løsning (molforhold1: 1,4 : 4) ble blandet sammen og så tilsatt pr. 1000 liter av basisfluidet ifølge eksempel 1, laget med sjøvann. En forsinkelse i tverrbindingen av basisfluidet på 3 - 4 minutter ble oppnådd.
Eksempel 3
Under anvendelse av basis-fraktureringsfluidet ifølge eksempel 1, fremstilt med sjøvann, ble 0,60 kg borsyre, 4,31 kg natriumglukonat og 1,2 kg natriumhydroksyd (molforhold 1:2: 3) blandet sammen og tilsatt pr. 1000 liter basisfluid. En tverrbindings-forsinkelsestid på ca. 10 minutter ble oppnådd.
Eksempel 4
Under anvendelse av basisfluid-formuleringen ifølge eksempel 1, laget av ferskvann, ble det oppnådd en 4 minutters tverrbindingsforsinkelse ved tilsetning av en blanding av 0,60 kg borsyre, 3,6 kg glukose eller dekstrose og 1,2 kg natriumhydroksyd (molforhold 1 : 2 : 3) pr. 1000 liter basisfluid.
En forsinkelse i tverrbinding på 180 minutter ble oppnådd ved tilsetning av en blanding av 0,6 kg borsyre, 3,6 kg sorbitol og 1,2 kg natriumhydroksyd, alle pr. 1000 liter basisfluid, under anvendelse av ferskvann i basisfluidet ifølge eksempel 1.
Eksempel 5
En 3 minutters forsinkelse i gel-tverrbinding ble oppnådd ved tilsetning av 0,6 kg borsyre, 1,8 kg sorbitol og 1,2 kg natriumhydroksyd (molforhold1:1:3) til et basisfluid basert på ferskvann som anvendt i eksempel 1.
Figurene illustrerer i tillegg testing i en guarløsning inneholdende 4,8 kg pr. 1000 liter og viser de forskjellige forsinkelsestider med forskjellige mengder av flere forskjellige polyol-kompleksdanningsmidler, slik det er illustrert i de foran angitte eksempler. Fra denne figur og fra de angitte eksempler kan en fagmann klart velge den ønskede forsinkelsestid for tverrbindingsprosedyren for hvert enkelt kompleksdanningsmiddel. Tverrbindings-f orsinkelsestider er valgt basert på pumpeparametrene for fluidet gjennom borehullet, og varierer således med pumpe-strømningshastigheten og diameteren og lengden av brønnrøret. Typiske ønskede forsinkelsestider er i området 3-6 minutter.
Kompleksdannelsen av boratet under anvendelse av polyol-kompleksdanningsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse forhindrer synerese ved lave blande- og pumpetemperaturer, men tillater frigivning av borat for gjennomføring av tverrbinding ved høye temperaturer for å gi fluidet høytemperatur-stabilitet i et område på opptil 148,9°C. Det kompleksdannende middel tillater formulering av høytemperatur-system ved lave temperaturer og forsinkelsen tillater lavt pumpefriksjonstrykk under pumpingen av fraktureringsfluidet til formasjonen, idet den ønskede tverrbinding og de tilhørende viskositets- og reologi-fordeler er tilgjengelige ved høye formasjonstemperaturer som følger av fluidoppvarming i formasjonen.
Oppfinnelsen er blitt beskrevet ved hjelp av de mer be-grensede aspekter av foretrukne utførelsesformer.

Claims (4)

1. Fremgangsmåte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon ved en temperatur over 93°C,karakterisert vedat den omfatter trinnene: en galaktomannangummi tilsettes til en vandig oppløsning, galaktomannangummien tillates å hydratisere for å danne et basisfluid, en borforbindelse som er istand til å tilveiebringe borat- ioner i oppløsning tilsettes til basisfluidet, idet borationene er istand til å tverrbinde galaktomannangummien, til basisfluidet tilsettes ytterligere en organisk polyol istand til kompleksdannelse med borationene og en base, fluidet pumpes til en underjordisk formasjon hvor kompleksdannelsesreaksjonen av den organiske polyol med borationene forhindrer synerese ved lave temperaturer for blanding og pumping men tillater frigivelse av borat for å bevirke tverrbinding ved f raktureringstrykk ved temperaturer opp til 148°C.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert vedat anvendelse av organisk polyol valgt blant natriumglukonat, glukose, sorbitol og dekstrose.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2,karakterisert vedat fluidet før pumpetrinnet tilsettes et proppemateriale.
4. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat trinnet med å tilveiebringe en hydratisert galaktomannangummi omfatter tilveiebrin-gelse av en hydratisert guaroppløsning eller en hydratisert hydroksypropylguar-oppløsning.
NO922935A 1991-07-24 1992-07-23 FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon NO303699B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US73540791A 1991-07-24 1991-07-24

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO922935D0 NO922935D0 (no) 1992-07-23
NO922935L NO922935L (no) 1993-01-25
NO303699B1 true NO303699B1 (no) 1998-08-17

Family

ID=24955666

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO922935A NO303699B1 (no) 1991-07-24 1992-07-23 FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6060436A (no)
EP (1) EP0528461B2 (no)
CA (1) CA2073806C (no)
DE (1) DE69222496D1 (no)
DK (1) DK0528461T4 (no)
NO (1) NO303699B1 (no)

Families Citing this family (102)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5877127A (en) * 1991-07-24 1999-03-02 Schlumberger Technology Corporation On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids
US5372732A (en) * 1992-10-21 1994-12-13 Halliburton Company Delayed release borate crosslinking agent
US5445223A (en) * 1994-03-15 1995-08-29 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
FR2749853B1 (fr) * 1996-06-12 1998-10-16 Rhone Poulenc Chimie Formulation amelioree a base d'un compose hydroxyle et d'un compose amphiphile complexant utilisable notamment pour modifier les proprietes rheologiques d'emulsions
AU782936B2 (en) 2000-10-16 2005-09-08 Baker Hughes Incorporated Borate crosslinked fracturing fluid viscosity reduction breaker mechanism and products
CA2432160C (en) 2001-01-09 2010-04-13 Bj Services Company Well treatment fluid compositions and methods for their use
CA2451334C (en) 2001-06-22 2008-09-09 Jeffrey C. Dawson Fracturing fluids and methods of making and using same
US6617285B2 (en) * 2001-07-03 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid
US7078370B2 (en) * 2001-09-19 2006-07-18 Baker Hughes Incorporated Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid
US20060009363A1 (en) * 2001-11-13 2006-01-12 Baker Hughes Incorporated Deep water completions fracturing fluid compositions
US20030092584A1 (en) * 2001-11-13 2003-05-15 Crews James B. Deep water completions fracturing fluid compositions
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US6640898B2 (en) * 2002-03-26 2003-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods
US7405183B2 (en) * 2004-07-02 2008-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for crosslinking polymers with boronic acids
US20060030493A1 (en) * 2004-08-03 2006-02-09 Segura Michael J Crosslinked treatment fluid compositions and methods
US7687441B2 (en) * 2004-10-25 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Boronic acid networking agents and associated methods
US7268100B2 (en) * 2004-11-29 2007-09-11 Clearwater International, Llc Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same
US7343976B2 (en) 2005-02-22 2008-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean formations using derivatized gelling agents
US8563481B2 (en) 2005-02-25 2013-10-22 Clearwater International Llc Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same
US7497263B2 (en) * 2005-11-22 2009-03-03 Schlumberger Technology Corporation Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids
US8871694B2 (en) 2005-12-09 2014-10-28 Sarkis R. Kakadjian Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation
US8950493B2 (en) 2005-12-09 2015-02-10 Weatherford Technology Holding LLC Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control
US9334713B2 (en) 2005-12-09 2016-05-10 Ronald van Petegem Produced sand gravel pack process
US8946130B2 (en) * 2005-12-09 2015-02-03 Clearwater International Llc Methods for increase gas production and load recovery
US8097567B2 (en) * 2006-01-09 2012-01-17 Clearwater International, Llc Well drilling fluids having clay control properties
US8084401B2 (en) * 2006-01-25 2011-12-27 Clearwater International, Llc Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent
US20070187098A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent
US7732382B2 (en) * 2006-02-14 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Cross-linking composition and method of use
US20070187102A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising delay agent
US7921046B2 (en) * 2006-06-19 2011-04-05 Exegy Incorporated High speed processing of financial information using FPGA devices
US7712535B2 (en) * 2006-10-31 2010-05-11 Clearwater International, Llc Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids
US8172952B2 (en) * 2007-02-21 2012-05-08 Clearwater International, Llc Reduction of hydrogen sulfide in water treatment systems or other systems that collect and transmit bi-phasic fluids
US7565933B2 (en) * 2007-04-18 2009-07-28 Clearwater International, LLC. Non-aqueous foam composition for gas lift injection and methods for making and using same
US7992653B2 (en) 2007-04-18 2011-08-09 Clearwater International Foamed fluid additive for underbalance drilling
US8158562B2 (en) * 2007-04-27 2012-04-17 Clearwater International, Llc Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same
US7942201B2 (en) * 2007-05-11 2011-05-17 Clearwater International, Llc Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids
US8034750B2 (en) * 2007-05-14 2011-10-11 Clearwater International Llc Borozirconate systems in completion systems
US8728989B2 (en) 2007-06-19 2014-05-20 Clearwater International Oil based concentrated slurries and methods for making and using same
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
US20090048126A1 (en) * 2007-08-17 2009-02-19 Alhad Phatak Method of Treating Formation With Polymer Fluids
US7781381B2 (en) * 2007-09-18 2010-08-24 Bj Services Company Llc Method for controlling inorganic fluoride scales
US7989404B2 (en) * 2008-02-11 2011-08-02 Clearwater International, Llc Compositions and methods for gas well treatment
WO2009113896A1 (en) * 2008-02-27 2009-09-17 Schlumberger Canada Limited Slip-layer fluid placement
HUE042646T2 (hu) * 2008-02-29 2019-07-29 Tucc Tech Llc Eljárások, rendszerek és készítmények kútkezelõ folyadékok kontrollált keresztkötésére
US8141661B2 (en) * 2008-07-02 2012-03-27 Clearwater International, Llc Enhanced oil-based foam drilling fluid compositions and method for making and using same
US7956217B2 (en) * 2008-07-21 2011-06-07 Clearwater International, Llc Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same
US8287640B2 (en) * 2008-09-29 2012-10-16 Clearwater International, Llc Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same
US9909404B2 (en) 2008-10-08 2018-03-06 The Lubrizol Corporation Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations
US9945220B2 (en) 2008-10-08 2018-04-17 The Lubrizol Corporation Methods and system for creating high conductivity fractures
US8173580B2 (en) 2008-10-21 2012-05-08 Baker Hughes Incorporated Boron crosslinkers for fracturing fluids with appreciably lower polymer loading
US8389763B2 (en) * 2008-10-21 2013-03-05 Bj Services Company Methods of making polyboronic compounds and compositions related thereto
US9534167B2 (en) 2008-10-21 2017-01-03 Baker Hughes Incorporated Fracturing method using polyboronic compound
US8420577B2 (en) * 2008-10-21 2013-04-16 Baker Hughes Incorporated Methods of making polyboronic compounds and compositions related thereto
US7932214B2 (en) * 2008-11-14 2011-04-26 Clearwater International, Llc Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same
US8011431B2 (en) * 2009-01-22 2011-09-06 Clearwater International, Llc Process and system for creating enhanced cavitation
US8093431B2 (en) * 2009-02-02 2012-01-10 Clearwater International Llc Aldehyde-amine formulations and method for making and using same
US9328285B2 (en) * 2009-04-02 2016-05-03 Weatherford Technology Holdings, Llc Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling
US8466094B2 (en) 2009-05-13 2013-06-18 Clearwater International, Llc Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same
US20100305010A1 (en) * 2009-05-28 2010-12-02 Clearwater International, Llc High density phosphate brines and methods for making and using same
US20100311620A1 (en) * 2009-06-05 2010-12-09 Clearwater International, Llc Winterizing agents for oil base polymer slurries and method for making and using same
US20110001083A1 (en) * 2009-07-02 2011-01-06 Clearwater International, Llc Environmentally benign water scale inhibitor compositions and method for making and using same
WO2011005820A1 (en) * 2009-07-09 2011-01-13 Titan Global Oil Services Inc. Compositions and processes for fracturing subterranean formations
US9194223B2 (en) * 2009-12-18 2015-11-24 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
US9447657B2 (en) 2010-03-30 2016-09-20 The Lubrizol Corporation System and method for scale inhibition
US8835364B2 (en) 2010-04-12 2014-09-16 Clearwater International, Llc Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids
US8899328B2 (en) 2010-05-20 2014-12-02 Clearwater International Llc Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same
US8851174B2 (en) 2010-05-20 2014-10-07 Clearwater International Llc Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same
US9085724B2 (en) 2010-09-17 2015-07-21 Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same
US8524639B2 (en) 2010-09-17 2013-09-03 Clearwater International Llc Complementary surfactant compositions and methods for making and using same
US8846585B2 (en) 2010-09-17 2014-09-30 Clearwater International, Llc Defoamer formulation and methods for making and using same
US9062241B2 (en) 2010-09-28 2015-06-23 Clearwater International Llc Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids
US8841240B2 (en) 2011-03-21 2014-09-23 Clearwater International, Llc Enhancing drag reduction properties of slick water systems
US11255173B2 (en) 2011-04-07 2022-02-22 Typhon Technology Solutions, Llc Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas
MX366049B (es) 2011-04-07 2019-06-26 Evolution Well Services Sistema modular móvil eléctricamente accionado para el uso en la fractura de formaciones subterráneas.
US9140110B2 (en) 2012-10-05 2015-09-22 Evolution Well Services, Llc Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas
US11708752B2 (en) 2011-04-07 2023-07-25 Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc Multiple generator mobile electric powered fracturing system
US9022120B2 (en) 2011-04-26 2015-05-05 Lubrizol Oilfield Solutions, LLC Dry polymer mixing process for forming gelled fluids
US9464504B2 (en) 2011-05-06 2016-10-11 Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems
US8921597B2 (en) 2011-06-06 2014-12-30 Baker Hughes Incorporated Preparation of boron crosslinking agents for fracturing fluids
US8944164B2 (en) 2011-09-28 2015-02-03 Clearwater International Llc Aggregating reagents and methods for making and using same
US8932996B2 (en) 2012-01-11 2015-01-13 Clearwater International L.L.C. Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same
US10604693B2 (en) 2012-09-25 2020-03-31 Weatherford Technology Holdings, Llc High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same
US20140196904A1 (en) * 2013-01-15 2014-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of Controlled Release pH Adjustment for Oilwell Stimulation
US9540667B2 (en) 2013-03-15 2017-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of biosynthesizing bacterial extracellular galactomannan polysaccharides and subunits thereof for use in subterranean formation operations
CN105431224B (zh) 2013-06-28 2018-03-20 美国圣戈班性能塑料公司 包括磁力叶轮的混合组件
US10669468B2 (en) 2013-10-08 2020-06-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Reusable high performance water based drilling fluids
MX2016010819A (es) 2014-02-21 2016-10-26 Lubrizol Oilfield Solutions Inc Polimeros hidratables sinteticos para su uso en fluidos de fracturacion y metodos de preparacion y uso de los mismos.
US20150284623A1 (en) * 2014-04-03 2015-10-08 Nabors Completion & Production Services Co. Boron-containing oil well fracturing fluid
US10202828B2 (en) 2014-04-21 2019-02-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same
US10001769B2 (en) 2014-11-18 2018-06-19 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems and methods for optimizing formation fracturing operations
CA2994540A1 (en) 2015-08-03 2017-02-09 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
US10494564B2 (en) 2017-01-17 2019-12-03 PfP INDUSTRIES, LLC Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same
CA3030763A1 (en) 2016-07-15 2018-01-18 Ecolab Usa Inc. Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids
US10870791B2 (en) 2017-08-14 2020-12-22 PfP Industries LLC Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water
CA3074201A1 (en) * 2017-08-29 2019-03-07 Saudi Arabian Oil Company Enhanced high temperature crosslinked fracturing fluids
FR3084366B1 (fr) 2018-07-26 2021-03-05 Ifp Energies Now Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures utilisant un polymere hydrosoluble
US11236609B2 (en) 2018-11-23 2022-02-01 PfP Industries LLC Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing
US11905462B2 (en) 2020-04-16 2024-02-20 PfP INDUSTRIES, LLC Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same
CN113527574B (zh) * 2021-07-27 2022-08-30 长江大学 一种乳液型高分子硼交联剂及其制备方法和应用
CN114262353B (zh) * 2021-12-31 2023-11-07 昆山京昆油田化学科技有限公司 一种环氧琥珀酸改性甘露糖甲苷及其制备方法和应用、压裂液交联剂、压裂液
US11955782B1 (en) 2022-11-01 2024-04-09 Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc System and method for fracturing of underground formations using electric grid power

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3058909A (en) * 1957-07-23 1962-10-16 Atlantic Refining Co Method and composition for formation fracturing
US4477360A (en) * 1983-06-13 1984-10-16 Halliburton Company Method and compositions for fracturing subterranean formations
FR2632351B1 (fr) * 1988-06-03 1996-01-05 Elf Aquitaine Composition liquide pour la production d'un gel et procede de mise en place d'un tel gel dans un puits
EP0347975A3 (en) * 1988-06-23 1990-05-16 Pumptech N.V. Delayed crosslinking system for fracturing fluids
US5009797A (en) * 1989-12-13 1991-04-23 Weyerhaeuser Company Method of supporting fractures in geologic formations and hydraulic fluid composition for same
US5082579A (en) * 1990-01-16 1992-01-21 Bj Services Company Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans
US5160445A (en) * 1991-05-24 1992-11-03 Zirconium Technology Corporation Borate cross-linking solutions
US5372732A (en) * 1992-10-21 1994-12-13 Halliburton Company Delayed release borate crosslinking agent
US5445223A (en) * 1994-03-15 1995-08-29 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range

Also Published As

Publication number Publication date
CA2073806A1 (en) 1993-01-25
EP0528461B1 (en) 1997-10-01
CA2073806C (en) 2003-09-23
US6060436A (en) 2000-05-09
DK0528461T4 (da) 2003-03-17
EP0528461A2 (en) 1993-02-24
NO922935L (no) 1993-01-25
NO922935D0 (no) 1992-07-23
EP0528461A3 (en) 1993-03-03
EP0528461B2 (en) 2002-11-06
DK0528461T3 (da) 1999-02-22
DE69222496D1 (de) 1997-11-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO303699B1 (no) FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon
US7306039B2 (en) Methods of using crosslinkable compositions
US5445223A (en) Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
CA2154950C (en) Borate crosslinked fracturing fluid and method
AU2014251001B2 (en) Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids
US6561273B2 (en) Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones
US5259455A (en) Method of using borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
US5658861A (en) Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
NO314420B1 (no) Oljebasert sammensetning og fremgangsmåte for tetning av underjordiske soner
CA2461297C (en) Viscous well treating fluids and methods
BRPI0609052A2 (pt) composição para tratamento de poços, método para produção de uma composição para tratamento de poços, e método de fraturamento de uma formação subterránea
BRPI0709784A2 (pt) composiÇÕes de isolamento tÉrmico contendo solvente orgÂnico e agente de gelificaÇço e mÉtodos de utilizar os mesmos
NO123770B (no)
CN105658760B (zh) 包含锆交联剂的井处理流体及其使用方法
WO2003083261A1 (en) High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods
US4487867A (en) Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation
NO328290B1 (no) Metoder og viskose sammensetninger for behandling av bronner
CA2921496C (en) Engineered bead slurries for use in lightweight cement slurries and methods relating thereto
US5432153A (en) Gelling compositions useful for oil field applications
US10870791B2 (en) Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water
US4487866A (en) Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers
US20180305600A1 (en) Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids
EP0130732A1 (en) Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation
EP0594363A1 (en) Borate crosslinked fracturing fluids
US20200347287A1 (en) Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees