NO303699B1 - FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon - Google Patents
FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon Download PDFInfo
- 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
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 53
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 29
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 claims description 25
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims description 25
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 17
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 17
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 14
- -1 borate ions Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 14
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 claims description 6
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims description 6
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims description 4
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims description 4
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000008121 dextrose Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 3
- 239000008103 glucose Substances 0.000 claims description 3
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 claims description 3
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 claims description 3
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 24
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 17
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 11
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 7
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 7
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 6
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 238000005885 boration reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 2
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N D-Mannitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195725 Mannitol Natural products 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 description 1
- 235000010355 mannitol Nutrition 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000025 natural resin Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 150000003609 titanium compounds Chemical class 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08B—POLYSACCHARIDES; DERIVATIVES THEREOF
- C08B37/00—Preparation of polysaccharides not provided for in groups C08B1/00 - C08B35/00; Derivatives thereof
- C08B37/006—Heteroglycans, 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
- C08B37/0087—Glucomannans 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
- C08B37/0096—Guar, 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
- C08K5/00—Use of organic ingredients
- C08K5/55—Boron-containing compounds
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
- Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Emergency Medicine (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Silver Salt Photography Or Processing Solution Therefor (AREA)
- Ultra Sonic Daignosis Equipment (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.
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)
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 |
US6844296B2 (en) * | 2001-06-22 | 2005-01-18 | Bj Services Company | 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 |
US8946130B2 (en) * | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
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 |
US8871694B2 (en) * | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
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 |
US20070187102A1 (en) * | 2006-02-14 | 2007-08-16 | Putzig Donald E | Hydraulic fracturing methods 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 |
US20070187098A1 (en) * | 2006-02-14 | 2007-08-16 | Putzig Donald E | Permeable zone and leak plugging 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 |
US7992653B2 (en) | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
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 |
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 |
US8839865B2 (en) * | 2008-02-27 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Slip-layer fluid placement |
WO2009111324A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-11 | Texas United Chemcial Company, Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
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 |
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 |
US8173580B2 (en) | 2008-10-21 | 2012-05-08 | Baker Hughes Incorporated | Boron crosslinkers for fracturing fluids with appreciably lower polymer loading |
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 |
US8293687B2 (en) * | 2009-07-09 | 2012-10-23 | 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 |
US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | 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 |
US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation 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 |
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 |
BR122020025342B8 (pt) | 2011-04-07 | 2023-04-11 | Evolution Well Services | Sistema para uso no fornecimento de fluido pressurizado para um furo de poço a ser fraturado e método para fornecer fluido pressurizado a um furo de poço a ser fraturado |
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 |
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 |
WO2014052238A1 (en) | 2012-09-25 | 2014-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | 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 |
BR112015031637B1 (pt) | 2013-06-28 | 2022-01-18 | Saint-Gobain Performance Plastics Corporation | Conjuntos de mistura incluindo impelidores magnéticos |
US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
RU2016133466A (ru) | 2014-02-21 | 2018-03-26 | Лубризол Ойлфилд Солюшнс, Инк. | Синтетические гидратируемые полимеры для применения в жидкостях для гидроразрыва, а также способы их получения и применения |
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 |
WO2017023935A1 (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 |
US10550315B2 (en) | 2016-07-15 | 2020-02-04 | 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 |
JP7277437B2 (ja) * | 2017-08-29 | 2023-05-19 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 増強された高温架橋破砕流体 |
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)
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 |
-
1992
- 1992-07-14 CA CA002073806A patent/CA2073806C/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-07-16 DE DE69222496T patent/DE69222496D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1992-07-16 DK DK92202185T patent/DK0528461T4/da active
- 1992-07-16 EP EP92202185A patent/EP0528461B2/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-07-23 NO NO922935A patent/NO303699B1/no not_active IP Right Cessation
-
1996
- 1996-08-06 US US08/692,756 patent/US6060436A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2073806A1 (en) | 1993-01-25 |
EP0528461A2 (en) | 1993-02-24 |
EP0528461B1 (en) | 1997-10-01 |
EP0528461A3 (en) | 1993-03-03 |
US6060436A (en) | 2000-05-09 |
CA2073806C (en) | 2003-09-23 |
DK0528461T3 (da) | 1999-02-22 |
DK0528461T4 (da) | 2003-03-17 |
NO922935L (no) | 1993-01-25 |
NO922935D0 (no) | 1992-07-23 |
DE69222496D1 (de) | 1997-11-06 |
EP0528461B2 (en) | 2002-11-06 |
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 | |
AU2014251001B2 (en) | Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids | |
US6561273B2 (en) | Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones | |
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 | |
BRPI0709784A2 (pt) | composiÇÕes de isolamento tÉrmico contendo solvente orgÂnico e agente de gelificaÇço e mÉtodos de utilizar os mesmos | |
WO2003083261A1 (en) | High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods | |
CN105658760B (zh) | 包含锆交联剂的井处理流体及其使用方法 | |
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 | |
US20190100692A1 (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 | |
US11518930B2 (en) | Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations | |
EP0594363A1 (en) | Borate crosslinked fracturing fluids | |
CN109694701B (zh) | 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法 | |
US20240067867A1 (en) | Friction Reducers, Fluid Compositions and Uses Thereof | |
GB2104575A (en) | Non-damaging heavy aqueous well treating fluids | |
NO176333B (no) | Fraktureringsfluid, fremgangsmåte for fremstilling av nevnte fraktureringsfluid, og anvendelse av nevnte fraktureringsfluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |