NO316036B1 - Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner - Google Patents

Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner Download PDF

Info

Publication number
NO316036B1
NO316036B1 NO19995742A NO995742A NO316036B1 NO 316036 B1 NO316036 B1 NO 316036B1 NO 19995742 A NO19995742 A NO 19995742A NO 995742 A NO995742 A NO 995742A NO 316036 B1 NO316036 B1 NO 316036B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
emulsion
oil
water
phase
cross
Prior art date
Application number
NO19995742A
Other languages
English (en)
Other versions
NO995742L (no
NO995742D0 (no
Inventor
Oscar Cornelis Johanna Nijs
John Peter Crawshaw
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO995742D0 publication Critical patent/NO995742D0/no
Publication of NO995742L publication Critical patent/NO995742L/no
Publication of NO316036B1 publication Critical patent/NO316036B1/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
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502Oil-based compositions
    • 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
    • Y10S507/935Enhanced oil recovery
    • Y10S507/936Flooding the formation
    • Y10S507/937Flooding the formation with emulsion

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører fluider som danner gel seg etter en utløsnmgsprosess for underjordisk brønn- og formasjonsbehandling
Bakgrunn for oppfinnelsen
Ved forskjellige tnnn ved boringen, kompletteringen og drift av naturlige hydrokarbonreservoarer anvendes geldannende blandinger De prosedyrer hvori de anvendes inkluderer frakturenng av underjordiske formasjoner, modifisering av permeabiliteten av underjordiske formasjoner og sandkontroll Andre prosedyrer er kjent som pluggoperasjoner Plugging av en oljebrønn er en vanlig operasjon praktisert av en rekke grunner, for eksempel for å anordne en forbibonng over en "fisk" (utstyr gått tapt i borehullet), for å initiere awiksbonng i en svak formasjon, for å stoppe til en sone eller en hel brønn for stengning, for å avhjelpe et problem med tapt sirkulasjon som opptrer under boring, eller å tilveiebringe et testanker når en svak formasjon eksisterer i et åpent hull under den sone som skal testes
Mange geldannende blandinger er basert på tverrbundede polymerer De anvendte polymerer er typisk vannoppløselige Vanlig anvendte klasser av vann-oppløselige polymerer inkluderer polyvinylpolymerer, polyakrylamider, cellulose-etere eller polysakkarider, spesielt galaktomannaner (for eksempel guargummi) og derivater derav, eller heteropolysakkander (for eksempel xantangummi)
I forbindelse med tverrbindingsmidler er tallrike eksempler på både organiske og uorganiske forbindelser kjent for de fagkyndige på området Eksempelvise uorganiske tverrbindingsmidler inkluderer typisk flerverdige metaller, flerverdige metallchelater og forbindelser som er i stand til å frisette flerverdige metaller Noen av de mer vanlige uorganiske tverrbindingsmidler inkluderer kromsalter, jernsalter, vanadiumsalter, aluminater, borater, galater, titanchelater, aluminiumcrtrat, kromcitrat, kromacetat, krompropionat og zirkomumchelater eller -komplekser
Eksempelvise organiske tverrbindingsmidler inkluderer aldehyder, dialde-hyder, fenoler, substituerte fenoler og etere Fenol, resorcinol, katekol, floro-glusinol, gallussyre, pyrogallol, 4,4'-difenol, 1,3-dihydroksynaftalen, 1,4-benzo-kmon, hydrokinon, kinhydron, tannin, fenylacetat, fenylbenzoat, 1-naftylacetat, 2-naftylacetat, fenylkloroacetat, hydroksyfenylalkanoler, formaldehyd, paraform-aldehyd, acetaldehyd, propionaldehyd, butyraldehyd, isobutyraldehyd, valer-aldehyd, heptaldehyd, dekanal, glyoksal, glutaraldehyd, tereftaldehyd, heksa-metylentetramin, tnoksan, tetraoksan, polyoksymetylen og divinyleter er noen av de mer typiske organiske tverrbindingsmidler
Av spesifikk interesse i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse er så-kalte "strømningsimtierte geldannende" væsker eller emulsjoner Ifølge det man for tiden vet forrykkes disse væsker når de utsettes for høy skjærkraft og/eller et trykkfall over en plutselig mnsnevnng i strømmngsbanen som for eksempel ved dysene på en borkrone Kreftene bevirker at emulsjonen brytes og initierer reaksjoner mellom molekyler fra forskjellige faser inne i emulsjonen Fluidet må ha fysiske egenskaper som muliggjør at det lett kan pumpes gjennom en borestreng eller et oppkveilet rør Den plutselige deformasjon av fluidet indusert når væsken presses gjennom en plutselig innsnevring ved et høyt trykkfall resulterer i en fortykning eller geldannelse av væsken Det er ønskelig at tiden før fortykningen er tilstrekke-lig til at væsken kan strømme inn i en forutbestemt lokalitet i borehullet eller inn i den formasjon som omgir borehullet
Når den anvendes som en emulsjon, det vil si en blanding inneholdende ikke-blandbare faser, tilsettes vanligvis et stabiliserende middel eller overflateaktivt middel Et overflateaktivt middelmolekyl er karakterisert ved at det inneholder deler som er sterkt tiltrukket til hver av de tilstedeværende faser, for eksempel i tilfellet av en vann/olje-emulsjon, hydrofile og en hydrofob del
US patentsknft 4 663 366 omhandler en olje-vannbasert væske av en slik type og en emulsjonsmetode for å kontrollere fortykningen av væsken Ifølge patentsknftet anvendes en polykarboksylsyrenoldig vann-i-olje emulsjon hvon oljefasen inneholder dispergert den en hydratiserbar, vannsvellende, hydrofil leire som bentonitt, og inneholder i tillegg et oppløseliggjort overflateaktivt middel bestående av et polyamindenvat, og den vandige fase inneholder oppløst den et polyakrylamid og en polykarboksylsyre
Det er kntisk at leiren holdes separert fra vannet inntil den nødvendige fortykning av væsken initieres For dette formål er hver dråpe av den dispergerte vandige fase belagt med et membran eller en film av et polymert materiale som er dannet som en følge av at den vandige fase er blitt dispergert eller emulgert i oljefasen av emulsjonen Filmen eller membranet dannes som et resultat av grenseflate-vekselvirkningen mellom polyamindenvatet i oljefasen og por/akrylamidet og polykarboksylsyren i den dispergerte vandige fase
Når emulsjonen utsettes for høye skjærkrefter brytes den beskyttende film omkring de dispergerte dråper i emulsjonen og bentonitten kommer i kontakt med vannet slik at en svellmg av bentonitten muliggjøres og dermed en fortykning av væsken
En lignende dobbelt indre faseblanding omfattende vann og leirepartikler og separate dråper er beskrevet i US patentskrift 4 397 354
En ytterligere borehull-sammensetning med to interne faser er beskrevet i US patentskrift 4 819 723 Den ytre oljefase inkluderer en vandig oppløsning av alkahmetallsilikat og et flerverdig kation i en andre fase for å tilveiebringe ytterligere sahnitet Emulsjonen brytes ved hjelp av mikrobølgebestrålmg En ytterligere alkahmetallsilikatholdig mikroemulsjon er beskrevet i US patentskrift 4 799 549
Enda et ytterligere brønnbehandhngsfluid med dobbel indre fase er beskrevet i den britiske patentansøknmg GB-2022653 Ved bruk av for eksempel en vann-i-olje emulsjon dispergert i et vandig medium tilsettes viskositetsøkere eller syrer til den ytre fase for å tilveiebringe separasjon mellom to bestanddeler
Andre blandinger med delvis dobbelt indre fase finnes i US patentskrift 4 891 072 som beskriver bruken av slike systemer som multikomponent mørtel-blanding
En blanding med enkel indre fase er beskrevet i den britiske patentansøknmg GB-2008651 Den indre fase inneholder polyakrylamid (PAA) som injiseres mn i formasjonen i en prosess for å stenge for vann
I den internasjonale patentansøknmg WO 94/28085 omhandles et alternativt fluid, bestående av en emulsjon av en kontinuerlig oljefase inneholdende et emulgenngsmiddel og et tverrbindingsmiddel for et polysakkarid og en diskontinuerlig vannfase inneholdende et polysakkarid Når denne væske underkastes plutselig deformasjon brytes emulsjonen og bevirker at polysakkaridet tverrbindes og danner en gel som er mye sterkere enn gelen i US-patentskrift 4 663 366 Det spesielt foretrukne system består av xantan som polymeren og kalsiumhydroksid som det tverrbindende middel Gelen dannet ved dette system forblir intakt ved temperaturer under 90°C mens over denne temperatur vil gelen brytes ned
Selv om de har mange fordelaktige egenskaper, er de kjente emulsjonssystemer begrenset med hensyn til bruken Rekken av forskjellige tverrbindingsmidler som kan anvendes er begrenset ved kravet til dem at de skal være kompatible med oljefasen og dette gjør det vanskelig å velge et polymer-tverrbmdingssystem optimalisert for en spesifikk anvendelse
Det er derfor et formål for den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et forbedret emulsjonssystem egnet for et bredere område av oljefeltanvendelser Det er et spesifikt formål for oppfinnelsen å utvide området for anvendbare polymerer og tverrbindingsmidler for slike systemer
Oppsummering av oppfinnelsen
Oppfinnelsens formål oppnås ved hjelp av en blanding og en fremgangsmåte som anført i de etterfølgende selvstendige patentkrav
Et viktig trekk ved den foreliggende oppfinnelse er pumping av en emulsjon omfattende minst to diskontinuerlige faser inneholdende et tverrbindingsmiddel og en polymer i lignende eller identiske løsningsmidler mens to fasegrenser opprett-holdes for å separere begge komponenter inntil fasegrensene brytes ved hjelp av en strømmn<g>sinitiert kraft Den strømmngsinitierte kraft utvikles foretrukket ved pumping av emulsjonen gjennom en eller flere strømningsbegrensninger, foretrukket ved et trykkfall i området 10 til 50 bar
Foretrukket oppløses tverrbindingsmiddelet og polymeren i en vandig opp-løsning separert ved hjelp av en hydrofob fase Den hydrfobe fase kan enten være kontinuerlig eller diskontinuerlig Den kan fordelaktig velges fra mineraloljer, vege-tabilske oljer, estere og etere Den hydrofobe fase bør også inneholde et egnet overflateaktivt middel og kan være gjort viskøs med en organofil leire eller andre tilsetningsstoffer for å forbedre de ønskede egenskaper i den fremstilte emulsjon
Et foretrukket emulgeringsmiddel omfatter en siloksan- eller silanbasert blanding som beskrevet for eksempel i den britiske patentansøknmg GB-A-2113236 eller den internasjonale patentansøknmg WO 96/07710
I tillegg til de organiske polymerer som allerede er drøftet er det mulig å danne ønskelige geler fra uorganiske forbindelser som for eksempel silikater
De nye emulsjoner i samsvar med oppfinnelsen anvendes foretrukket for utbedrmgsoperasjoner i et borehull eller i underjordiske formasjoner De kan imidlertid fordelaktig anvendes utenfor oljefeltindustnen, for eksempel innen byggeindustrien
Disse og andre trekk ved oppfinnelsen, foretrukne utførelsesformer og vari-anter derav, og videre fordeler med oppfinnelsen vil fremgå og forstås av de fagkyndige på området fra den detaljerte beskrivelse og tegningene som følger
Kort beskrivelse av tegningene
Fig 1 viser skjematisk en kjent emulsjonstype
Fig 2A-C illustrerer eksempler på en emulsjon i samsvar med den foreliggende oppfinnelse
Utførelsesformer av oppfinnelsen
Figurene illustrerer viktige trekk ved oppfinnelsen i relasjon til den kjente teknikk
Den tidligere kjente teknikk, som eksemplifisert ved den ovennevnte internasjonale patentansøknmg WO 94/28085 og som er illustrert med henvisning til fig 1, beskriver en to-fase-emulsjon, med en kontinuerlig oljefase og en diskontinuerlig vannfase Den kontinuerlige fase omfatter et tverrbindingsmiddel (X) og et emulgenngsmiddel Den vandige diskontinuerlige fase inneholder en polymer (P)
En emulsjon ifølge oppfinnelsen omfatter minst to diskontinuerlige faser Disse kunne for eksempel være to vandige faser i en kontinuerlig oljefase som i fig 2A, en oljefase og en vandig fase i en kontinuerlig vandig fase som i fig 2B, eller to oljefaser i en kontinuerlig vandig fase som i fig 2C
I det følgende gis to sett av eksempler Det første sett vedrører de forskjellige trekk i emulsjonssystemer mens det andre sett gir eksempler på en snever seleksjon av det mulige området av tverrbindingsmidler som resulterer i geldannelse
I alle tilfeller ble det anvendt en basisolje som var gjort viskøs Basisoljen var gjort viskøs ved tilsetning av 40 g/l IDF TRUVIS, og organofil leire, og 1 ml/l av vann til basisoljen Deretter ble oljen oppvarmet til 60°C under kontinuerlig sterk omrøring
For å bedømme kvaliteten av gelene som ble fremstilt ble deres styrke målt under anvendelse av et vmgerheometer
( 1) Typer av emulsionssvstem
To eksempler av de nye emulsjonssystemer er gitt her under anvendelse av xantan som polymeren og krom som det tverrbindende middel En forhydratisert 8 g/l xantanoppløsning ble anvendt for disse tester Resultatene er sammenlignet med et tverrbindingsmiddel i oljesystem for å vise fordelene ved de nye systemer
Vann- i- olje- i- vann emulsionssvstem
Dette system bestod av en emulsjon av vann-i-olje dispergert i vann Vann var den kontinuerlige fase og dråpene bestod av en vann-i-oljeemulsjon Den kontinuerlige vannfase inneholdt polymeren og vanndråpene i oljedråpene inneholdt tverrbindingsmiddelet
En emulsjon bestående av 4 g krom oppløst 110 ml vann og 250 ml olje som var gjort viskøs, 1,2 g Interdnll "EMUL™" og 0,8 g Interdrill "FL™" ble fremstilt under meget kraftig omrøring under bruk av en skovlmikser i omtrent 2 minutter Deretter ble denne blanding tilsatt til en xantanoppløsning under kontinuerlig midlere omrønngstakt i omtrent 2 minutter Optisk mikroskopi viste at de fleste av vanndråpene inneholdende kromklond (identifisert ved deres grønne farge) befant seg inne i oljedråpene
Emulsjonen hadde en normal viskositet etter blanding, sammenlignbar med tilsvarende for ren xantan Denne blanding viste seg å være stabil i minst 24 timer Skjærkraftutøvelse med et trykkfall på 47 bar over en ventil initierte tverrbinding og fluidet størknet i løpet av omtrent 20 til 30 minutter De følgende styrker ble målt for størknet matenale etter 1 dag 4,5 kPa, 3,7 kPa og 5,3 kPa Det størknede materialet forble geldannet ved temperaturer opp til 110°C
Dobbelt vann- i- olie emulsionssvstem
Dette system består av en emulsjon av to forskjellige vanndråper i en olje-kontinuerhg fase Den vesentlige del av vanndråpene inneholder polymeren og en liten fraksjon av vanndråpene inneholder det tverrbindende middel
En emulsjon bestående av 4 g krom oppløst i 50 ml vann sammen med 250 ml viskositetsøkt oljefase, 3,6 g Interdnll "EMUL™" og 2,4 g Interdnll "FL™" ble blandet sammen under meget kraftig rønng ved hjelp av en skovlblander i omtrent 2 minutter Deretter ble xantan tilsatt til denne emulsjon i løpet av en periode på omtrent 5 minutter under kontinuerlig midlere omrønngstakt Etter innblanding av all xantan ble omrøringen fortsatt i ytterligere 2 minutter Optisk mikroskopi bekreftet at oljen var den kontinuerlige fase i emulsjonen
Emulsjonen hadde en normal viskositet etter blanding, sammenlignbar med tilsvarende for ren xantan (eller enda lavere) og var stabil i flere dager etter blanding Skjærkraftutøvelse på en prøve av dette fluid med et trykkfall på 35 bar over en ventil initierte tverrbindingen og det skjærkraftpåvirkede fluid størknet i løpet av omtrent 30 til 60 minutter De følgende styrkene ble målt for det størknede materialet etter 1 dag 3,5 kPa, 4,4 kPa og 4,9 kPa Det størknede materialet forble geldannet ved temperaturer opptil 110°C
Tverrbindinasmiddel i oliesvstem
Dette system består av en emulsjon av olje i vann (kontinuerlig fase) Her inneholder vannfasen polymeren og oljefasen inneholder tverrbindingsmiddelet
For å fremstille oljefasen ble 4 g kromklorid og 250 ml viskositetsøkt basisolje, og 1,2 g Interdnll "EMUL™" og 0,8 g Interdnll "FL™" blandet sammen og omrørt kraftig ved hjelp av en skovlblander i omtrent 2 minutter Deretter ble denne blanding tilsatt til en xantangummioppløsning under kontinuerlig (midlere) om-rønngstakt i omtrent 2 minutter
Emulsjonen viste en økt viskositet sammenlignet med tilsvarende for ren xantanoppløsning direkte etter blanding og var fullstendig størknet i løpet av 1 til 2 timer Det er klart at kromklondet lekket ut av oljen inn i vannfasen uten behov for en intens skjærkraft utløsmngsprosess De følgende styrker ble målt for det størknede materialet etter 1 dag 2,4 kPa, 2,6 kPa, 2,7 kPa og 2,1 kPa 12 ) Eksempler på vanasioner innen tverrbindingsmiddelkiemien
Vann- i- ol| e- i- vann emulsionssvstem, treverdig vanadium- tverrbindingsmiddel
For å fremstille emulsjonen ble 8 g vanadiumklorid (VCI3) oppløst 140 ml vann for å danne den første fase og 250 ml viskositetsbehandlet olje (basisolje 40 g/l TRUVIS™) inneholdende 1,5 g Interdnll "EMUL™" og 1,0 g Interdnll "FL™" fremstilt som oljefasen Disse to fluider ble blandet sammen under meget kraftig omrøring ved hjelp av en skovlblander i omtrent 30 sekunder Deretter ble denne blanding tilsatt en 8 g/l xantangummi-oppløsning under kontinuerlig midlere omrønngstakt i løpet av omtrent 2 minutter
Emulsjonen hadde en normal viskositet etter blanding, sammenlignbar med tilsvarende for ren xantan Denne blanding viste seg å være stabil i minst 24 timer Skjærkraftpåvirkmng av en prøve av fluidet med et trykkfall på 20 bar over en ventil initierte tverrbindingen og resulterte i rask geldannelse
De følgende flytestyrker ble målt for et antall prøver av det geldannede materialet etter 1 dag 1,33 kPa, 1,01 kPa, 1,00 kPa, 0,97 kPa, 0,94 kPa og 0,84 kPa Den maksimale temperaturstabilitet ble bestemt til å være 90°C
Vann- i- ol| e- i- vann emulsionssvstem. aluminium- tverrbindingsmiddel
For å fremstille emulsjonen ble 10 g aluminiumklond oppløst 140 ml vann for å danne den første vannfase og 250 ml viskositetsbehandlet olje (basisolje + 40 g/l TRIMS™) og 1,5 g Interdnll "EMUL™" og 1,0 g Interdnll "FL™" ble fremstilt som oljefasen Disse to fluider ble blandet sammen under meget omrøring ved hjelp av en skovlblander i omtrent 30 sekunder Deretter ble denne blanding tilsatt til en xantangummi-oppløsmng (8 g/l) under kontinuerlig midlere omrønngstakt (i omtrent 2 minutter)
Emulsjonen hadde en normal viskositet etter blanding, sammenlignbar med tilsvarende for ren xantan Denne blanding viste seg å være stabil i minst 24 timer Skjærkraftutøvelse på en prøve av fluidet med et trykkfall på 20 bar over en ventil initierte tverrbindingen og resulterte i hurtig geldannelse
Følgende flytestyrker ble målt for et antall prøver av det geldannede materialet etter 1 dag 1,17 kPa, 1,07 kPa, 1,00 kPa, 0,98 kPa, 0,88 kPa, 0,87 kPa og 0,61 kPa Den maksimale temperaturstabilitet ble bestemt å være 90°C
Vann- i- olie- i- vann emulsionssvstem. treverdig lern- tverrbindingsmiddel
For å fremstille emulsjonen ble 10 g jernnitrat (Fe(N03)3«9H20) oppløst i 40 ml vann for å danne den første vannfase og 250 ml viskositetsbehandlet olje (basisolje + 40 g/l TRUVIS™) og 1,5 g Interdnll "EMUL™" og 1,0 g Interdnll "FL™" fremstilt som oljefasen Disse to fluider ble blandet sammen under meget kraftig omrøring ved hjelp av en skovlblander i omtrent 30 sekunder Deretter ble denne blanding tilsatt til en xantangummi-oppløsmng (8 g/l) under kontinuerlig midlere omrønngstakt (i omtrent 2 minutter)
Emulsjonen hadde en normal viskositet etter blanding, sammenlignbar med tilsvarende for ren xantan Denne blanding viste seg å være stabil i minst 24 timer
Skjærkraftutøvelse på en prøve av fluidet med et trykkfall på 17 bar over en ventil initierte tverrbindingen og resulterte i rask geldannelse Noe fritt vann ble iakttatt
De følgende flytestyrker ble målt for et antall prøver av det geldannede materiale etter 1 dag 0,77 kPa, 0,74 kPa, 0,68 kPa, 0,53 kPa, 0,45 kPa Den maksimale temperaturstabilitet ble bestemt å være 65°C
( 3 ) Eksempel på vanasioner i polvmerkiemi
Vann- i- olie- i- vann emulsion med polvakrvlamid
I dette eksempel ble kromklorid oppløst i vann for å danne den første vannfase og pH ble deretter innstilt til 4,0 ved tilsetning av natnumhydroksid Tverrbindingsmiddel-oppløsningen ble så dispergert i en oljefase inneholdende 6,4 vekt%
(regnet på vekten av oljen) av et alkyl + polyeter modifisert siloksanemulgenngs-middel, Tegopren 7006™ (Th Goldschmidt Ltd) under kontinuerlig omrønng i omtrent 2 minutter Den primære emulsjon dannet på denne måte ble så dispergert i en vannkontinuerlig fase inneholdende 50 g/l polyakrylamid og 3 g/l xantan under mindre intens omrøring
Emulsjonen hadde en normal viskositet etter blanding, sammenlignbar med tilsvarende for den rene polymerfase og var stabil i minst en uke når den stod i ro Skjærkraftutøvelse på en prøve av emulsjonen med et trykkfall på 20 bar over en ventil initierte tverrbinding som resulterte i en sterk gel Gelstyrken, målt etter 2 timer, var 3,6 kPa

Claims (10)

1 Emulsjon for pumping til en underjordisk lokalitet, karakterisert ved at den omfatter en polymer og et tverrbindingsmiddel adskilt ved minst to fasegrenser
2 Emulsjon ifølge krav 1, karakterisert ved at den har evne til geldannelse etter en strømnings-initiert prosess
3 Emulsjon ifølge krav 1, karakterisert ved at polymeren omfatter polyakrylamid
4 Emulsjon ifølge krav 1, karakterisert ved attverrbindingsmiddeleterkrombasert
5 Emulsjon ifølge krav 1, karakterisert ved at polymeren omfatter polyakrylamid og at tverrbindingsmiddelet er krombasert
6 Emulsjon ifølge krav 1, karakterisert ved at emulsjonen omfatter en vandig oppløsning dispergert i en oljebasert oppløsning dispergert i en andre vandig oppløsning
7 Emulsjon ifølge krav 1, karakterisert ved at den ytterligere omfatter et silan- eller siloksanbasert emulgenngsmiddel
8 Fremgangsmåte for fremstilling av en geldannende blanding i en underjordisk formasjon, karakterisert ved trinnene med å fremstille en emulsjon omfattende en polymer og tverrbindingsmiddel adskilt ved minst to fasegrenser, emulsjonen pumpes inn i den underjordiske formasjon, fasegrensene brytes ved hjelp av en strømnmgsinitiert prosess og blandingen tillates å geldanne
9 Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at den strømningsinitierte prosess omfatter trinnet med å pumpe blandingen gjennom en eller flere strømningsbegrensinger
10 Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved å bruke et trykkfall over strømningsbegrensningen i området fra 10 til 50 bar
NO19995742A 1997-05-24 1999-11-23 Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner NO316036B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB9710666A GB2325478A (en) 1997-05-24 1997-05-24 Emulsion for well and formation treatment
PCT/GB1998/001447 WO1998053180A1 (en) 1997-05-24 1998-05-20 Emulsion for well and formation treatment

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO995742D0 NO995742D0 (no) 1999-11-23
NO995742L NO995742L (no) 2000-01-21
NO316036B1 true NO316036B1 (no) 2003-12-01

Family

ID=10812942

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19995742A NO316036B1 (no) 1997-05-24 1999-11-23 Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner

Country Status (5)

Country Link
US (1) US6364020B1 (no)
AU (1) AU7538398A (no)
GB (2) GB2325478A (no)
NO (1) NO316036B1 (no)
WO (1) WO1998053180A1 (no)

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6284714B1 (en) * 1998-07-30 2001-09-04 Baker Hughes Incorporated Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole
US7354886B2 (en) 1999-07-29 2008-04-08 Baker Hughes Incorporated Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole
US6562764B1 (en) 2000-02-10 2003-05-13 Halliburton Energy Serv Inc Invert well service fluid and method
US6632778B1 (en) 2000-05-02 2003-10-14 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting resin systems for sand consolidation
US6823939B2 (en) * 2002-05-15 2004-11-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores
US20050113259A1 (en) * 2003-10-02 2005-05-26 David Ballard Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids
US7013973B2 (en) * 2003-11-11 2006-03-21 Schlumberger Technology Corporation Method of completing poorly consolidated formations
US7458424B2 (en) 2006-05-16 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Tight formation water shut off method with silica gel
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
WO2010020351A1 (en) * 2008-08-18 2010-02-25 Services Petroliers Schlumberger Release of chemical systems for oilfield applications by stress activation
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
US20100323931A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 Schlumberger Technology Corporation Stabilised emulsions
US8349771B2 (en) 2010-06-14 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Method for improving the clean-up of emulsified acid fluid systems
EP2683785A1 (en) 2011-03-11 2014-01-15 Services Petroliers Schlumberger Well treatment
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US20130056215A1 (en) * 2011-09-07 2013-03-07 Baker Hughes Incorporated Disintegrative Particles to Release Agglomeration Agent for Water Shut-Off Downhole
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
CA2874593C (en) 2012-04-15 2017-05-09 Glenn S. Penny Surfactant formulations for foam flooding
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
CA2891278C (en) 2014-05-14 2018-11-06 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for use in oil and / or gas wells
CA3042567C (en) 2014-07-28 2021-12-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
AU2018342586B2 (en) 2017-09-29 2024-05-23 Schlumberger Technology B.V. Methods for wellbore strengthening
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
EP3533854B1 (en) 2018-03-01 2022-05-04 Momentive Performance Materials Inc. Method of inhibiting water penetration into oil- and gas- producing formations
US11535786B2 (en) * 2018-11-14 2022-12-27 Schlumberger Technology Corporation Methods for wellbore strengthening
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2008651A (en) 1977-11-19 1979-06-06 Texaco Ag Process for Reducing Water Influx into Gas or Oil Producing Wells
US4233165A (en) * 1978-05-24 1980-11-11 Exxon Production Research Company Well treatment with emulsion dispersions
CA1137739A (en) * 1979-09-27 1982-12-21 Donald J. Mintz Thickener composite from a water swellable material, oil-surfactant phase and a polymer
CA1154945A (en) * 1979-09-28 1983-10-11 Charles R. Dawson, Jr. Thickener from water-swellable material, oil surfactant and water
FR2480620A1 (fr) * 1980-04-18 1981-10-23 Elf Aquitaine Procede de preparation de microemulsions entre une phase acide et une phase hydrophobe
GB2124609B (en) 1982-07-23 1986-05-29 Ici Plc Multi-component grouting system
US4663366A (en) 1983-07-25 1987-05-05 Exxon Research & Engineering Company Shear thickening composition with polycarboxylic acid
FR2577205B1 (fr) 1985-02-13 1990-04-06 Rhone Poulenc Spec Chim Compositions de silicates alcalins et leurs emplois
US4819723A (en) * 1987-04-06 1989-04-11 Conoco Inc. Reducing the permeability of a rock formation
US4934456A (en) * 1989-03-29 1990-06-19 Phillips Petroleum Company Method for altering high temperature subterranean formation permeability
IT1245382B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile utile per modificare la permeabilita' in un giacimento petrolifero
US5161615A (en) * 1991-06-27 1992-11-10 Union Oil Company Of California Method for reducing water production from wells
RU2114149C1 (ru) * 1993-05-28 1998-06-27 Ден Норске Статс Ольесельскап АС Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, способ получения уплотняющей жидкости
GB9417974D0 (en) 1994-09-07 1994-10-26 Bp Exploration Operating Method for stabilising emulsions
US5708070A (en) * 1995-12-20 1998-01-13 Dow Corning Corporation Silicone emulsions which crosslink by Michael addition reactions

Also Published As

Publication number Publication date
GB2342111B (en) 2001-11-14
NO995742L (no) 2000-01-21
GB2342111A (en) 2000-04-05
AU7538398A (en) 1998-12-11
NO995742D0 (no) 1999-11-23
GB9927379D0 (en) 2000-01-19
US6364020B1 (en) 2002-04-02
WO1998053180A1 (en) 1998-11-26
GB9710666D0 (en) 1997-07-16
GB2325478A (en) 1998-11-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO316036B1 (no) Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner
US10266748B2 (en) Plugging and sealing subterranean formations
CA1098690A (en) Process for fracturing well formations using aqueous gels
CA2918022C (en) Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing
EP0738310B1 (en) Plugging liquid for plugging a subterranean formation zone
EP3619280A1 (en) Chemical plugs for preventing wellbore treatment fluid losses
US20130000900A1 (en) Down-hole placement of water-swellable polymers
AU2018215224B2 (en) Nanosilica dispersion well treatment fluid
EA007350B1 (ru) Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ
NO328725B1 (no) Fremgangsmate for behandling av en oljebronn
NO149324B (no) Fremgangsmaate ved behandling av en underjordisk formasjon
EP0036019A1 (en) Well treating fluid
WO2004038164A2 (en) Remediation treatment of sustained casing pressures (scp) in wells with top down surface injection of fluids and additives
US10465109B2 (en) Methods and materials for treating subterranean formations using a three-phase emulsion based fracturing fluid
MXPA04004795A (es) Estabilizador de fluido para el tratamiento de yacimientos petroliferos.
US6419017B1 (en) Method of preventing gas breakthrough in an oil bearing formation
US6815399B1 (en) Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
CA2279876A1 (en) Oil production method
Rosene et al. Viscous fluids provide improved results from hydraulic fracturing treatments
WO2012115532A1 (en) Bitumen emulsions for oilfield applications
RU2166614C1 (ru) Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине
GB1567121A (en) Oil recovery process by in situ emulsification

Legal Events

Date Code Title Description
CREP Change of representative

Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO

MM1K Lapsed by not paying the annual fees