NO326817B1 - Fremgangsmate for frakturering av undergrunnsformasjoner - Google Patents
Fremgangsmate for frakturering av undergrunnsformasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO326817B1 NO326817B1 NO19974645A NO974645A NO326817B1 NO 326817 B1 NO326817 B1 NO 326817B1 NO 19974645 A NO19974645 A NO 19974645A NO 974645 A NO974645 A NO 974645A NO 326817 B1 NO326817 B1 NO 326817B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- formation
- fracturing
- micelles
- viscous
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 132
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 49
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 98
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 239
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 87
- 239000000693 micelle Substances 0.000 claims description 63
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 55
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 45
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 29
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 28
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 25
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 14
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 12
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 12
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 11
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims description 10
- -1 amine salt Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 6
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 5
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 claims description 5
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 5
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 5
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 44
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 44
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 44
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 33
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical class [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 22
- 239000000463 material Substances 0.000 description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 19
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 13
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 12
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 9
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 9
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 8
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 8
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 8
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- IJFXRHURBJZNAO-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxybenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC(O)=C1 IJFXRHURBJZNAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000003570 air Substances 0.000 description 4
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 150000001558 benzoic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 3
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 3
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- HTBSGBIWKJSAGD-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylpropan-1-amine oxide Chemical compound CCC[N+](C)(C)[O-] HTBSGBIWKJSAGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- SYWDPPFYAMFYQQ-KTKRTIGZSA-N (z)-docos-13-en-1-amine Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCCN SYWDPPFYAMFYQQ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- XZXYQEHISUMZAT-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-hydroxy-5-methylphenyl)methyl]-4-methylphenol Chemical compound CC1=CC=C(O)C(CC=2C(=CC=C(C)C=2)O)=C1 XZXYQEHISUMZAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DLGBEGBHXSAQOC-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxy-5-methylbenzoic acid Chemical compound CC1=CC=C(O)C(C(O)=O)=C1 DLGBEGBHXSAQOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NJESAXZANHETJV-UHFFFAOYSA-N 4-methylsalicylic acid Chemical compound CC1=CC=C(C(O)=O)C(O)=C1 NJESAXZANHETJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229940107816 ammonium iodide Drugs 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229960004592 isopropanol Drugs 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate(1-) Chemical compound COS([O-])(=O)=O JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- QLAJNZSPVITUCQ-UHFFFAOYSA-N 1,3,2-dioxathietane 2,2-dioxide Chemical compound O=S1(=O)OCO1 QLAJNZSPVITUCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KEWNKZNZRIAIAK-UHFFFAOYSA-N 2,3,5,6-tetrachlorophenol Chemical compound OC1=C(Cl)C(Cl)=CC(Cl)=C1Cl KEWNKZNZRIAIAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 2,4-D Chemical compound OC(=O)COC1=CC=C(Cl)C=C1Cl OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATCRIUVQKHMXSH-UHFFFAOYSA-N 2,4-dichlorobenzoic acid Chemical class OC(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1Cl ATCRIUVQKHMXSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940087195 2,4-dichlorophenoxyacetate Drugs 0.000 description 1
- SLXBNXFAEASNHX-UHFFFAOYSA-N 2-(icosylamino)ethanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCNCCO SLXBNXFAEASNHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YGCMLNDQGHTAPC-UHFFFAOYSA-N 2-(octadecylamino)ethanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCNCCO YGCMLNDQGHTAPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NDLNTMNRNCENRZ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-hydroxyethyl(octadecyl)amino]ethanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN(CCO)CCO NDLNTMNRNCENRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YICPXEDJPQHPQW-UHFFFAOYSA-N 2-[hexadecyl(methyl)amino]ethanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCN(C)CCO YICPXEDJPQHPQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QDDVPEWXBBSVQT-UHFFFAOYSA-M 2-hydroxyethyl-dimethyl-octadecylazanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCO QDDVPEWXBBSVQT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-M 2-methylbenzenesulfonate Chemical compound CC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- TVMKSGXYTVKNRK-UHFFFAOYSA-N 3,5,6-trichloropyridine-2-carboxylic acid Chemical compound OC(=O)C1=NC(Cl)=C(Cl)C=C1Cl TVMKSGXYTVKNRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LULAYUGMBFYYEX-UHFFFAOYSA-N 3-chlorobenzoic acid Chemical class OC(=O)C1=CC=CC(Cl)=C1 LULAYUGMBFYYEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NOGJHVXENFPUBC-UHFFFAOYSA-N ON(O)CCCCCCCCC=C/CCCCCCCC(CCC(O)O)CC Chemical compound ON(O)CCCCCCCCC=C/CCCCCCCC(CCC(O)O)CC NOGJHVXENFPUBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940063284 ammonium salicylate Drugs 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- ZRZZKBKZFWGYOO-UHFFFAOYSA-N azanium 3,4-dichlorobenzoate Chemical compound [NH4+].[O-]C(=O)c1ccc(Cl)c(Cl)c1 ZRZZKBKZFWGYOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- QTEIYBBKJCLSFT-UHFFFAOYSA-M bis(2-hydroxyethyl)-methyl-octadecylazanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(CCO)CCO QTEIYBBKJCLSFT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007884 disintegrant Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- NJEGWWIFBWWYMD-UHFFFAOYSA-M ethyl-hexadecyl-bis(2-hydroxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](CC)(CCO)CCO NJEGWWIFBWWYMD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- CIIWLJCMUBLEDR-UHFFFAOYSA-N n-butylhexadecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCNCCCC CIIWLJCMUBLEDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M naphthalene-1-sulfonate Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M perchlorate Inorganic materials [O-]Cl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NQQVFXUMIDALNH-UHFFFAOYSA-N picloram Chemical compound NC1=C(Cl)C(Cl)=NC(C(O)=O)=C1Cl NQQVFXUMIDALNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FRMWBRPWYBNAFB-UHFFFAOYSA-M potassium salicylate Chemical compound [K+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O FRMWBRPWYBNAFB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960003629 potassium salicylate Drugs 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M salicylate Chemical compound OC1=CC=CC=C1C([O-])=O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960001860 salicylate Drugs 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003754 zirconium Chemical class 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
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- 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
- Y10S507/923—Fracture acidizing
-
- 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
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Silver Salt Photography Or Processing Solution Therefor (AREA)
- Underground Or Underwater Handling Of Building Materials (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår utvinning av hydrokarboner fra undergrunnsfor-masjoner. Mer spesielt angår oppfinnelsen nye frakturerings-fremgangsmåter egnet til øking av hydrokarbonproduksjon, begrensing av dannelse av formasjonsvann, motarbeidelse av tap av fraktureringsfluid til undergrunnsformasjonen og redusering av krav om utstyr for blanding og pumping av fraktureringsfluider.
Ved utvinning av hydrokarboner fra underjordiske formasjoner er det vanlig praksis, spesielt når det gjelder formasjoner med lav gjennomtrengelighet, å f rak-turere den hydrokarbonbærende formasjon under tilveiebringelse av strømnings-kanaler. Disse strømningskanaler letter bevegelsen av hydrokarbonene til borehullet slik at hydrokarbonene kan pumpes fra brønnen.
Ved slike fraktureringsoperasjoner innsprøytes et fraktureringsfluid hydraulisk i et borehull som går gjennom undergrunnsformasjonen, og presses mot formasjonslagene ved hjelp av trykk. Formasjonslagene eller -berget tvinges til å revne og sprekke, og det anbringes et proppemiddel i sprekken ved at et viskøst fluid inneholdende proppemiddel innføres i revnen i berget. Den resulterende sprekk, med proppemiddel på plass, gir forbedret strømning av det gjenvinnbare fluid, dvs. olje, gass eller vann, inn i borehullet.
Fraktureringsfluider omfatter vanligvis en fortykket eller geldannet vandig løsning i hvilken det er suspendert «proppemiddel»-partikler som er hovedsakelig uløselige i fluidene i formasjonen. Proppemiddelpartikler som bæres av fraktureringsfluidet, forblir i den dannede sprekk, idet sprekken således blir holdt avstivet åpen når fraktureringstrykket utløses og brønnen settes i produksjon. Egnede proppematerialer innbefatter sand, valnøttskall, sintret bauksitt eller liknende materialer. Den «proppede» sprekk gir en større strømningskanal til borehullet gjennom hvilken det kan strømme en øket mengde hydrokarboner, hvorved en brønns produksjonshastighet økes.
Et problem som er felles for mange hydrauliske fraktureringsoperasjoner, er tap av fraktureringsfluid inn i formasjonens porøse matriks. Fraktureringsfluidtap er et hovedproblem. Hundre tusener (eller til og med millioner av) liter fraktureringsfluid må pumpes ned i borehullet for f rakturering av slike brønner, og pumping av slike store fluidmengder er meget kostbart. Det tapte fluid forårsaker også problemer når det gjelder sprekkens funksjon eller teknikk. Det uønskede tap av fluid inn i formasjonen begrenser for eksempel sprekkstørrelsen og -geometrien som kan frembringes under den hydrauliske fraktureringstrykk-pumpeoperasjon. Det totale volum av sprekken eller revnen er således begrenset ved det tapte flu-idvolum som tapes inn i berget, på grunn av at slikt tapt fluid er utilgjengelig når det gjelder å tilføre volum samt trykk på bergoverflaten.
Hydrauliske fraktureringsfluider inneholder vanligvis en hydratiserbar polymer som fortykker fraktureringsfluidet når det blir kjemisk tverrbundet. En slik polymer blir typisk hydratisert på overflaten av grunnen ved en satsblandingsopera-sjon i flere timer i en miksetank eller annen beholder, og tverrbindes over et tidsrom under viskositetsøkning i fluidet slik at det kan føre proppemidlet inn i sprekken. Naturlige polymerer som innbefatter polysakkarider, så som guar, er blitt anvendt på denne måte.
Ett problem som er forbundet med anvendelse av polysakkarider som vis-kositetsøkende midler for fraktureringsfluider, er at hydratiserings- og tverrbin-dingsprosessen er tidkrevende og fordrer kostbart og voluminøst utstyr på brann-stedet. Slikt utstyr og det tilknyttede personale for drift av det øker omkostningene ved fraktureringsoperasjonen i betydelig grad. Når polysakkaridet er blitt hydratisert og tverrbundet, er det videre ikke mulig å tilsette ytterligere polysakkarid til løsningen eller å regulere konsentrasjonen av polysakkarid i fraktureringsfluidet i rett tid under pumpingsarbeidet.
En annen vanskelighet er at et stort antall tilleggs-additiver er nødvendig for vellykket anvendelse av polysakkarider, innbefattende for eksempel: baktericider, antiskummingsmidler, overflateaktive midler for å hjelpe på dispergeringen, pH-reguleringsmidler, kjemiske spaltingsmidler, enzymatiske spaltingsmidler, jernre-guleringsmidler, fluidstabilisatorer, tverrbindingsmidler, tverrbindingsforsinkende midler, antioksidanter, salt(er) og liknende. Disse materialer må være riktig utformet (noe som kan være en vanskelig oppgave) og de må transporteres til arbeids-stedet og deretter pumpes og utmåles nøyaktig under utførelse av fraktureringsbehandlingen.
En annen ulempe som er forbundet med slike polysakkarid-baserte fraktureringsfluider, er at de, når de anvendes som viskositetsøkende midler, inneholder materialer som konsentreres i formasjonen i løpet av den hydrauliske fraktureringsbehandling, noe som reduserer produksjonen av hydrokarboner etter at fraktureringen er foretatt. Under en behandling lekker for eksempel vann fra fraktureringsfluidet inn i formasjonen, idet polysakkaridet blir tilbake. Guar-konsentra-sjonene i sprekken øker noen ganger med så mye som en faktor på 20 sammenliknet med konsentrasjonen av guar i det virkelige fraktureringsfluid.
Mange fraktureringsfluidmaterialer har derfor, når de anvendes i store konsentrasjoner, forholdsvis dårlige «opprensings»-egenskaper, noe som betyr at slike fluider i uønsket grad reduserer formasjonens og proppemiddelpakkingens gjennomtrengelighet etter at formasjonen er frakturen. Detaljerte undersøkelser av polysakkarid-utvinning på feltet etter hydrauliske fraktureringsoperasjoner viser at mer enn 60% av den totale masse av polysakkarid som pumpes under behandlingen, kan være tilbake i sprekken på det tidspunkt hvor gass eller olje begynner å produseres i kommersielle mengder. Dårlig opprensing er et problem.
Brønn-produktiviteten etter frakturering øker dramatisk etter hvert som mengden av polysakkarid som returneres til overflaten, øker. Alt som reduserer gjennomtrengeligheten av den proppede sprekk overfor hydrokarboner, er vanligvis uheldig for produksjonen av hydrokarboner fra brønnen.
Andre polysakkarider, så som hydroksyetylcellulose («HEC»), antas noen ganger å gi forbedret opprensing sammenliknet med polysakkaridbaserte materialer; HEC er imidlertid kjent for å danne uønskede klumper eller «fiskeøyne» under blanding. Videre er HEC begrenset til lavere formasjonstemperaturer, og det er således ikke foretrukket for mange forskjellige fraktureringsforhold.
For å overvinne begrensningene når det gjelder frakturering med naturlige eller syntetiske polysakkarider har noen foreslått anvendelse av forholdsvis kostbare materialer som viskositetsøkende midler, så som viskoelastiske overflateaktive midler. Fluider fremstilt av slike materialer kan føre proppemiddel inn i en sprekk, men har ikke mange av begrensningene som polysakkaridmaterialer har. Viskoelastiske overflateaktive midler danner miceller som kan komme inn i reser-voar-berget og deretter spaltes, idet komponentene kan fjernes. Spaltingsmateria-ler er derfor ikke nødvendige i alminnelighet, noe som reduserer kostnadene og forbedrer opprensingen av fluidet fra formasjonen.
Problemene man tidligere har støtt på med fluider basert på viskoelastiske overflateaktive materialer innbefatter imidlertid forholdsvis store fluidtap inn i formasjoner hvor de er blitt anvendt. Viskoelastiske fluider av micelletypen er ikke blitt anvendt i noen stor utstrekning ved fraktureringsbehandlinger av formasjoner med forholdsvis lav gjennomtrengelighet, på grunn av at, blant andre grunner, det ikke har vært tilgjengelig materialer som vil muliggjøre opprettholdelse av en øns-ket viskositet ved temperaturer på over ca. 54°C, som er lavere enn den temperatur ved hvilken de fleste hydrauliske fraktureringsoperasjoner utføres.
Inntil nylig har anvendelsen av slike viskoelastiske overflateaktive fluider i stor grad vært begrenset til operasjoner ved grunn, høy gjennomtrengelighet for regulering av sanddannelsen enten ved vanlige gruspakkingsoperasjoner eller som innbefatter frakturering meget nær borehullet, så som ved såkalte «frak-og-pakk»-operasjonstyper. Omkostningene når det gjelder viskoelastiske komponenter har i de fleste tilfeller gjort dem for kostbare for anvendelse ved normale fraktureringsbehandlinger i stor størrelse og med stort volum.
Anvendelse av fraktureringsfluider basert på viskoelastiske overflateaktive midler har i mange tilfeller vært begrenset til formasjoner som inneholder leire, eller som på annen måte trenger løselige salter for det spesifikke formål å inhibere hydratisering av leirmaterialene. Hvis slike leirmaterialer får hydratiseres, kan det oppstå problemer, og således er det behov for et løselig salt som kan inhibere hydratiseringen av slike leirmaterialtyper. US-patent nr. 5 551 516 beskriver gene-relt fraktureringsstimulering av formasjoner med høy gjennomtrengelighet, og mer spesifikt anvendelse av fraktureringsfluider basert på overflateaktive midler. US-patent nr. 5 551 516 lærer imidlertid ikke denne oppfinnelse, og spesielt anvendelse for formasjoner med lav gjennomtrengelighet. Videre lærer US-patent nr. 5 551 516 anvendelse av en organisk aktivator så som for eksempel natriumsalicylat, noe som ikke fordres ved denne oppfinnelse.
Det er verd å legge merke til at formasjoner med lav gjennomtrengelighet representerer forskjellige fluidtapregulerings-utfordringer som typisk ikke gjelder for fluider som er utformet til å virke ved formasjoner med høy gjennomtrengelighet. Faststoff-fluidtapreguleringsadditiver, som er meget effektive når det gjelder formasjoner med høy gjennomtrengelighet, har for eksempel liten eller ingen anvendelse i hydrokarbonsoner med lav gjennomtrengelighet.
US-patenter nr. 4 725 372 og 4 615 825 (kollektivt «Teot») lærer og define-rer spesifikt fluider som anvendes til behandling av borehullet. Dette fordrer anvendelse av sterke saltløsninger (f.eks. saltløsning med konsentrasjon 1,44-1,80 kg/l). Sterke saltløsninger er vanligvis ikke ønskelig ved hydraulisk frakturering av formasjoner med liten gjennomtrengelighet. Sterke saltløsninger kan minimalisere fluid-tilbakeløp etter den hydrauliske fraktureringsbehandling, noe som påvirker opprensing og brønnproduktivitet på uheldig måte.
Fluidsystemer som mange ganger virker effektivt med ammoniumkloridsal-ter, er for eksempel ofte ikke forenlige med mye sterkere kalsium klorid-, kalsium-bromid- og sinksalt-avledede saltløsninger som typisk er nødvendige for brønnbo-ringsbehandlinger. Fluider av en viskoelastisk type utformet for brønnboringsan-vendelser har derfor tidligere ikke vært direkte egnet som reservoarbehandlings-fluider (sandregulering, syrefrakturering, hydraulisk frakturering, matriks-surgjø-ring, avhjelpende behandlinger for inhibering av skalldannelse og liknende) og omvendt.
Det er behov for et overflateaktivt fluid som på en økonomisk svarende måte kan øke hydrokarbonproduksjonen, begrense dannelse av formasjonsvann, motstå fluidtap inn i formasjonen og konservere komponentbalansen hos fluid-blandingen. Et fluid som kan oppnå det ovennevnte mens nøyaktigheten ved hvilken fluider avgis, forbedres, og redusere utstyrs- eller driftsbehov, vil være meget ønskelig.
Det er blitt oppdaget at det med fordel kan anvendes et viskoelastisk overflateaktivt fluid ved mange forskjellige fraktureringsanvendelser under oppnåelse av resultater som tidligere ikke var ansett for å være mulig ved anvendelse av slike fluider. Denne oppfinnelse er spesielt effektiv når det gjelder å øke hydrokarbonproduksjonen etter hydraulisk frakturering. Disse metoder kan videre anvendes til begrensing av dannelse av formasjonsvann etter frakturering, noe som hjelper på forbedring av prosentandelen av hydrokarboner utvunnet når en brønn settes tilbake i produksjon etter frakturering.
Andre fordeler ved fremgangsmåtene ifølge denne oppfinnelse innbefatter at de kan hjelpe på motarbeidelse av tap av fraktureringsfluid inn i undergrunnsformasjonen, hvorved det spares penger og komponentbalansen i fraktureringsfluid-blandingen konserveres. Det er også en fordel ved denne oppfinnelse at det er mulig å redusere utstyrsbehovene ved blanding og pumping av fraktureringsfluider på brønnstedet, og forbedre driftseffektiviteten ved frakturering av brønner. Denne oppfinnelse kan anvendes til å spare driftsutgifter og forbedre nøyaktighe-ten med hvilken fluider kan avgis inn i borehullet under frakturering.
Ved én utførelsesform omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for redusering av fluidtap inn i en formasjon som har en permeabilitet på mindre enn 10 mD under frakturering ved at det tilveiebringes et fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel og som inneholder markliknende miceller som omfatter en forrykkende mengde av et viskoelastisk overflateaktivt middel omfattende et overflateaktivt ion med en hydrofob første del kjemisk bundet til en ionisk hyd ro-fil andre del.
Fluidet inneholder miceller, og micellene har en struktur som bidrar til den økte viskositet hos fluidet, og videre er de markliknende miceller i stand til selektivt å formes, forandre struktur eller oppløses, avhengig av polariteten av det omgivende fluid i formasjonen.
Fluidet pumpes gjennom et borehull og inn i en formasjon ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen, idet formasjonen med forholdsvis lav gjennomtrengelighet har en sprekkoverflate som er dekket av fluidet under pumping. Formasjonen omfatter typisk minst én overveiende hydrokarbonbærende sone og minst én overveiende vandig sone.
Viskositeten av fluidet i den hydrokarbonbærende sone nedsettes, mens viskositeten av fluidet i den vandige sone opprettholdes. Videre reduseres mengden av viskøst fluid som tapes i sprekkens overflate, hvorved et større volum av viskøst fluid er tilgjengelig for frakturering av formasjonen med forholdsvis lav gjennomtrengelighet, og andelen av sprekkstørrelse pr. volumenhet av viskøst fluid som pumpes inn i borehullet, økes.
Ved andre fremgangsmåter innbefatter oppfinnelsen forøking av opprensingen av fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel fra brøn-nen, eller i noen tilfeller tilbakestrømming av fluid fra borehullet, hvor hydrokarbonproduksjonen ved tilbakestrømming av fluid fra borehullet økes.
Viskositeten av fluid i minst én vandig sone i undergrunnsformasjonen opprettholdes ved tilstedeværelse av markliknende miceller i denne sone av formasjonen, og viskositeten av fluidet i minst én hydrokarbonbærende sone nedsettes ved oppløsing eller strukturell forandring av micellene.
I mange tilfeller bidrar opprettholdelsen av markliknende miceller i vandige soner til en økning i hydrokarbonproduksjonen fra borehullet ved tilbakestrømming av fluid fra borehullet etter frakturering.
Ved en annen utførelsesform er det vist en fremgangsmåte for redusering av dannelsen av vann fra en underjordisk formasjon etter frakturering av undergrunnsformasjonen. Denne fremgangsmåte er rettet mot tilveiebringelse av et vandig hydraulisk fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel, omfattende et vandig medium, en effektiv mengde av et vannløselig salt og en effektiv mengde av et fortykningsmiddel i fluidet, hvorved det dannes et viskøst fluid omfattende markformige miceller; og det viskøse fluid omfattende miceller pumpes gjennom et borehull og inn i en formasjon ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen. Formasjonen kan ha en vandig sone som inneholder en betydelig mengde vann, samt en hydrokarbonsone. Miceller i det viskøse fluid i hydrokarbonsonen gjennomgår en strukturforandring eller spaltning, hvorved viskositeten i fluidet i hydrokarbonsonen reduseres under dannelse av et fortynnet fluid. Det fortynnede fluid blir så fjernet fra hydrokarbonsonen av formasjonen. De markliknende miceller i vannsonen er mer stabile, og det observeres en reduksjon i mengden av vann som dannes fra formasjonen under fjerningstrinnet. Videre virkeliggjøres fordelen med økning av produksjonen av hydrokarboner fra undergrunnsformasjonen.
Ved en annen fremgangsmåte fraktureres formasjonen ved at det tilveiebringes et vandig hydraulisk fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel, som innbefatter et fortykningsmiddel omfattende et vandig medium og en effektiv mengde av et vannløselig salt, og minst ett fortykningsmiddel. Fortykningsmidlet er et amin eller et salt av et amin.
Denne fremgangsmåte innbefatter de trinn at det dannes et viskøst fluid omfattende markliknende miceller, det viskøse fluid som omfatter slike miceller, pumpes gjennom borehullet og inn i formasjonen ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen. Micellene kommer inn i vannsonen og hydrokarbonsonen, og en sprekk fullføres. Micellene undergår en strukturforandring eller oppløsing i fluidet i hydrokarbonsonen, hvorved viskositeten av fluidet i hydrokarbonsonen reduseres. Brønnen tilbakestrømmes, og det produseres hydrokarboner fra undergrunnsformasjonen. Det er en betydelig reduksjon i vannmengden som dannes fra undergrunnsformasjonen under fjerningstrinnet.
Ved én metode er det beskrevet en fremgangsmåte for frakturering av en underjordisk formasjon under grunnens overflate, under anvendelse av et viskøst fraktureringsfluid som ikke fordrer langvarig hydratisering over grunnens overflate, noe som resulterer i en mer effektiv og mindre kostbar metode. På denne måte fremstilles fluidet ved at et konsentrat ganske enkelt kontinuerlig utmåles ved grunnens overflate til en blander, idet konsentratet omfatter en fortykkende mengde av et viskoelastisk overflateaktivt middel omfattende et overflateaktivt ion med en hydrofob første del kjemisk bundet til en ionisk hydrofil andre del. Videre tilsettes et mot-ion med en komponent som kan knyttes til det overflateaktive ion og danne et viskoelastisk fluid, samt en funksjonelt effektiv mengde vann. Blanding av konsentratet med mot-ionet og vann over grunnens overflate utføres ved blanderen under øyeblikkelig dannelse av et viskøst fraktureringsfluid, som samtidig pumpes under grunnens overflate inn i et borehull.
Det vises nå til tegningene.
Fig. 1 viser en typisk skisse over standardutstyret som anvendes innenfor teknikkens stand ved et stort landbasert fraktureringsarbeid, som innbefatter mik-sere for hydratisering og for å romme den hydratiserbare polymer;
fig. 1A illustrerer fremgangsmåtene ifølge teknikkens stand for polysakka-ridbasert frakturering, som innbefatter en mikser og tallrike additiver, spaltingsmidler osv. som er nødvendige for bevirking av at polysakkaridet skal virke;
fig. 2 viser en standardmikser (den spesielle viste mikser er Schlumbergers «Precision Continuous Mixer» eller «PCM») (PCM er et varemerke tilhørende Schlumberger Technology Corporation) anvendt til hydratisering av polysakkarider på et brønnsted før pumping av polysakkaridene til en blandeenhet hvor proppemiddel tilsettes før pumping inn i borehullet;
fig. 3 er enda en annen skjematisk fremstilling av strømmen av materiale i utstyr over grunnen og inn i borehullet, ifølge teknikkens stand;
fig. 4 og 4A illustrerer strømmen av materiale som kan oppnås under anvendelse av én oppfinnelse ifølge denne patentsøknad;
fig. 5 viser en illustrasjon av strukturen av en micelle av viskoelastisk overflateaktivt materiale slik den finnes intakt i vandig miljø og i oppløst form etter at den er brakt i kontakt med et hydrokarbonmedium;
fig. 6 viser hvordan miceller finnes i den vannbærende formasjon og forblir i markliknende micelleform, hvorved vannstrømming fra vannsonen inhiberes, mens selve micellene nedbrytes til mindre komponenter og letter produksjonen av fluidene i den hydrokarbonbærende sone, tilbake til borehullet; og
fig. 7 illustrerer hvordan miceller anvendes til å hjelpe på forhindring av u-ønsket tap av den vandige komponent i fluidet til sprekkoverflaten hos en formasjon med forholdsvis lav gjennomtrengelighet.
Fig. 8 og 9 viser resultater av tester beskrevet i henholdsvis eksempler 9 og 10, og er omtalt i forbindelse med disse eksempler.
Idet det nå vises til fig. 1, innbefatter en fraktureringsutformning 9 for en landbasert sprekk typisk det viste utstyr. Proppemidlet finnes i sandtrailere 10 og 11. Videre er vanntanker 12, 13,14, 15,16,17,18,19, 20, 21, 22, 23, 24 og 25 vist ved toppen av figuren. Vann pumpes fra slike tanker inn i mikserne 26 og 28. Mindre fraktureringsarbeider vil bare anvende én slik mikser. Pumpelastebiler 27 og 29 er vist på hver side av fig. 1, og de inneholder på sine tilhengere pumpeut-styr som er nødvendig for pumping av den endelige miksede og blandede oppslemning nede i hullet.
Sandsilo 30 er tilgjengelig for å motta sand fra sandtrailerne og fordele den i mikserne etter behov. Mikserne fylles med polysakkarid ved en typisk fraktureringsoperasjon ifølge teknikkens stand, og polymeren blir så hydratisert under anvendelse av vann fra vanntankene. Denne prosess for hydratisering av polysakkaridet tar en del tid, og ved anvendelse av fremgangsmåtene ifølge teknikkens stand hvor det anvendes guar eller andre hydratiserbare polymerer kan ikke polysakkarid-polymeren pumpes fra mikseren før den er fullstendig hydratisert og klar til å pumpes ned i hullet. Når polysakkaridet er fullstendig hydratisert, er det ikke lenger mulig å øke viskositeten ved tilsetting av mer polysakkarid. Skulle det være nødvendig med høy viskositet hos fluidet, vil hastigheten for polysakkarid-tilsetting fra den for-miksede oppslemning være det eneste tilgjengelige hjelpemiddel til øking av viskositeten. Dette vil imidlertid være meget ineffektivt på grunn av at at fluid som allerede er laget, men som har uriktig viskositet, i mange tilfeller vil bli kastet eller være uegnet for anvendelse.
Under fraktureringen pumpes det hydratiserte polysakkarid fra mikserne til blanderne 33 og 36, hvor det blandes med proppemidlet og deretter overføres til manifolder henholdsvis 31 og 32. Fluidet som inneholder proppemiddel, blir så overført til pumpelastebilene og ført tilbake ved høyt trykk gjennom behandlings-ledningene 34 til rigg 35, og deretter pumpet ned i hullet. Fig. 1A viser en typisk fremgangsmåte ifølge teknikkens stand hvor vann og polysakkarid overføres fra en frak-tank til en mikser og deretter til en blander, mens forskjellige additiver tilsettes langs materialets vei. Fig. 2 viser en mikser 26 som omfatter en oppslemningsgeltank 37 og mik-se kam re 38. Miksekamrene inneholder skovlblader (ikke vist) som anvendes til langsom agitering av polysakkaridet slik at det får hydratiseres og fortykkes før tilsetting av tverrbindingsmiddel og andre additiver, og deretter pumpes det ut gjennom utløpsledning 39 til blandeutstyret. Sugeledning 40 fører vann for miksing med polysakkaridet.
På fig. 3 er det vist fremgangsmåter ifølge teknikkens stand for pumping av hydratiserbare polysakkarider, hvor fluid fra vanntank 80 blandes med polymer (eller polysakkarid) 82 og pumpes til kontinuerlig presisjonsmikser 84. Det neste trinn er den forholdsvis langsomme agitering og hydratisering av blandingen, fulgt av tilsetting av tverrbindingsmiddel og andre additiver for omdannelse av polysakkarid-oppslemningen til et viskøst fraktureringsfluid, fulgt av blanding med proppemiddel 88. Denne resulterende oppslemning blir så overført til høyhastighets-blanderen 90 og pumpet ned i hullet ved trinn 92.
Fig. 4 og 4A viser materialveien ved anvendelse av én av oppfinnelsene beskrevet i det foreliggende. På fig. 4A blandes vann 94 med viskoelastisk overflateaktivt middel 96 og blandes deretter med proppemiddel 98, hvor det går inn i en blander 100 for pumping ned i hullet. Denne fremgangsmåte kan for eksempel utføres under anvendelse av et konsentrat av overflateaktivt middel som kan tas til et brønnsted og nesten umiddelbart hydratiseres og blandes før det føres ned i
hullet, uten den langsomme agitering og langsomme hydratisering som anvendes ved en del fremgangsmåter ifølge teknikkens stand. Fig. 4 viser en fremgangsmåte ifølge denne oppfinnelse hvor det ikke er nødvendig med en mikser så som PCM, men i stedet blandes fraktureringsfluid med proppemiddel og blandes hovedsakelig på samme tid som det pumpes ned i hullet, uten langvarige hydratise-ringstidsrom.
På fig. 5 er det vist en micelle av overflateaktivt middel i en typisk utform-ning med hydrofil hodedel 42 og hydrofob haledel 43. De hydrofile deler har i vandig (polart) miljø tendens til å danne et ytre lag, mens de hydrofobe deler er rettet innover bort fra det vandige miljø. I nærvær av tilstrekkelig mengde hydrokarboner blir denne markliknende micellestruktur ustabil og går tilbake til en micellestruktur som ikke bidrar til å danne et viskøst fluid, eller til individuelle molekyler som vist på figuren.
Fig. 6 viser en frakturert underjordisk formasjon 104 omfattende en vandig sone 110 som er skilt fra en hydrokarbonsone 112. Borehull 106 mottar hydrokarboner i retningen for pilen 114 fra hydrokarbonsonen 112. En nærbilde-undersø-kelse av porestrukturen sees både for den vandige sone (øvre) og hydrokarbon-sonen (nedre). Sandkorn 121,122,123,124,125, 108, 131,126, 116,127,128,
129,130 er vist som avsatt i formasjonen ved fraktureringsfluidet. Markliknende miceller 118 sees i rommet mellom sandkornene i den vandige sone som et nett-verk av miceller som vanskeliggjør tilbakestrømning av formasjonsvann til borehullet 106. Micellene i hydrokarbon-sonen er dispergert i micelle-underenheter 120, som sees i den nedre del av fig. 6.
På fig. 7 sees en illustrasjon av fordelene med miceller til motvirking av fluidtap. Underjordisk sprekk 63 er vist å vokse utover fra borehullet 64, som anvender sprekkfluid-strømningsretning 75 for å gjøre sprekkfluidstrømningen inn i formasjonen ved 65 lettere. Retningspiler for fluidtap 67-72 viser retningen for fluidtap til sprekkens overflate. Når det gjelder viskoelastiske overflateaktive midler er dette blitt funnet å skje ved en mekaniske som bevarer og forøker sprekkvolumet.
Beskrivelsen og eksemplene er kun vist for det formål å illustrere de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen og må ikke forstås som noen begrens-ning for oppfinnelsens ramme og anvendbarhet.
Oppfinnelsen(e) angår nye frakturerings-fremgangsmåter som blant annet er egnet til øking av hydrokarbonproduksjon, begrensing av dannelse av formasjonsvann, motvirking av tap av fraktureringsfluid til undergrunnsformasjonen og redusering av utstyrsbehov ved blanding og pumping av fraktureringsfluider.
Problemet som gjelder alt for stort fluidtap har vært kjent for å påvirke en brønn på uheldig måte når en betydelig del (mer enn ca. 30%) av det vandige fluid tapes til spre kkove rf laten, idet de større polymermolekyler som ikke diffunderer inn i porene i berget, blir tilbake. Når forholdet mellom vandig fluid og viskositetsø-kende middel forandres ved slike store fluidtap, oppstår det problemer med opprettholdelse av fluidets helhet. Dette er spesielt et problem i formasjoner med forholdsvis lav gjennomtrengelighet, hvor store overflatearealer av bergsprekk-overflate er utsatt for fluidet. Når det gjelder vanlige guarbaserte fluider lekker ba-re vann inn i formasjonen.
I formasjoner med forholdsvis lav gjennomtrengelighet, f.eks. under ca. 10 millidarcy (i det følgende forkortet til «md»), hvor hydrokarboner er tilstede, viser faststoff-fluidtapmotvirkingsadditiver og fluidblandinger vanligvis meget liten eller ingen virkning på hastigheten av fluidtapet. Utlekking motvirkes i slike tilfeller ved viskositeten av utlekkingsfluidet. Denne viskositet er hovedsakelig den samme som viskositeten for vann for alle polysakkarider, på grunn av at polymeren filtreres ut ved overflaten av bergoverflaten til hvilken fluidtap skjer.
Det er blitt funnet at utlekkingshastigheten for fluider basert på viskoelastiske overflateaktive midler er mye lavere enn for de polysakkarid-baserte fluider, til like berg. Skjønt denne oppfinnelse og dens krav ikke er bundet av noen spesiell driftsmekanisme eller teori, fremgår det at (a) micellestrukturen som gir fluid-viskositet, er tilstrekkelig liten til at den kan gå inn i bergets porestruktur, hvorved den høye viskositet hos utlekkingsfluidet opprettholdes og total utlekking motvirkes, eller (b) de «likevektsregulerte» miceller spaltes på bergets overflate under dannelse av de individuelle molekyler av overflateaktivt middel som er for små til å filtreres ut på bergoverflaten og derfor går inn i bergets porestruktur, hvor de kan gjenforenes til miceller og redusere fluidets mobilitet (på grunn av gjenvunnet viskositet eller på grunn av energien som er nødvendig for å spalte micellene før fluidets viskositet kan reduseres og fluidet går dypere inn i bergstrukturen).
Anvendelse av polysakkarid-fluider for hydraulisk frakturering er videre begrenset ved de fysikalske prosesser som regulerer opprensing etter hydraulisk fraktureringsbehandling i formasjoner med lav til middels gjennomtrengelighet. Etter en hydraulisk fraktureringsbehandling blir brønnen «snudd rundt», det vil si at rørsystemet som anvendes under behandlingen, frakoples fra borehullet, og nytt rørsystem settes på plass for å gjøre mulig produksjon av fraktureringsfluide-ne og formasjonsfluidene tilbake til overflaten gjennom en innsnevring ved en for-bestemt strømningshastighet. Denne strømningshastighet innstilles basert på en rekke kriterier innbefattende hensyn til tilbakedannelse av proppemiddel. Den totale strømningshastighet ved overflaten avhenger av hastigheten for strømmen av fluider fra fraktureringsbehandlingen ut av sprekken og opp borehullet, pluss hastigheten for vandring av formasjonsfluider (hydrokarboner og formasjonsvann) inn i sprekken og deretter inn i borehullet. Hastigheten for produksjonen av formasjonsfluider, innbefattende formasjonsvann, øker med tiden inntil den er lik eller meget nær lik strømningshastigheten ved overflaten. På dette tidspunkt vil opprensingen i sprekklengden i det alt vesentlige stoppe. Undersøkelser har vist at dannelseshastigheten for formasjonsvann kan være den begrensende faktor med hensyn til bestemmelse av guar-gjenvinning, effektiv halv sprekklengde og brønn-produktivitet.
Problemet med urimelig stort fluidtap har vært kjent for å påvirke en brønn på uheldig måte når en betydelig del (mer enn ca. 30%) av det vandige fluid tapes i sprekkoverflaten, idet de større tverrbundne polysakkaridmolekyler som ikke diffunderer inn i bergets porer, blir tilbake. Når forholdet mellom det vandige fluid og viskositetsøkende middel forandres ved slike store fluidtap, øker polysakkaridkon-sentrasjonen med ett eller annet sted mellom 40 og 2000%, idet det dannes pas-taer eller gummiaktige halvfaste stoffer som er vanskelige å fjerne fra sprekken. Dette begrenser brønn-produktiviteten og forårsaker problemer når det gjelder opprettholdelse av fluidets helhet. Dette er spesielt problematisk når det gjelder formasjoner med forholdsvis lav gjennomtrengelighet, hvor store overflatearealer av bergsprekk-overflate utsettes for fluidet. Når det gjelder vanlige polysakkarid-baserte fluider lekker vanligvis bare vann ut i formasjonen.
Det er blitt vist ved denne oppfinnelse at anvendelse at fluider basert på viskoelastiske overflateaktive materialer dramatisk reduserer dannelseshastigheten for formasjonsvann under brønnens syklusperiode, hvorved den effektive sprekklengde og brønn-produktiviteten økes.
I høytemperatur-formasjoner kan det tilveiebringes et hydraulisk fraktureringsfluid hvor det valgte fortykningsmiddel er erucylmetyl-bis(2-hydroksyetyl)-ammoniumklorid. Det er et formål med denne oppfinnelse å tilveiebringe et fraktureringsfluid med liten eller ingen rest etter fullførelse av fraktureringsbehandlingen.
Den foreliggende oppfinnelse omfatter fremgangsmåter hvor det anvendes et vandig fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel. Fluidet omfatter vann, et salt og et overflateaktivt middel/fortykningsmiddel som kan danne en markliknende micelle. Fraktureringsfluidet kan eventuelt inneholde en gass så som luft, nitrogen eller karbondioksid for tilveiebringelse av et skum. Det kan eventuelt inneholde et overflateaktivt ko-middel for øking av viskositeten eller for minimalisering av dannelsen av stabile emulsjoner som inneholder komponenter av råolje eller et polysakkarid eller kjemisk modifisert polysakkarid, eller et organisk salt eller alkohol, osv.
De overflateaktive midler frembringer fluider som har lav utlekkingshastighet. Disse fluider er fortrinnsvis ufølsomme overfor trykk. Ved høye trykk som anvendes under en fraktureringsoperasjon tapes lite fluid til formasjonen. Dette reduserer det totale volum av fluid som er nødvendig for tilveiebringelse av det ønskede brudd med tilknyttede kostnadsbesparelser. Siden utlekkingen minimalise-res, oppnås det videre lengre sprekklengdeforlengelse ved anvendelse av viskoelastiske overflateaktive fluider av micelletypen. Ved lave trykk strømmer disse overflateaktive systemer med lav molekylvekt lettere ut av formasjonen med bedre opprensing ~ noe som viser forbedret brønn-produktivitet etter frakturering.
Viskoelastiske overflateaktive midler er forholdsvis små molekyler. Hvert molekyl er typisk mindre enn 500 gram pr. mol, som er mindre enn 0,1% av stør-relsen av polymerene som anvendes innenfor en del av teknikkens stand. Disse små molekyler vil forenes under visse betingelser under dannelse av markliknende miceller i likevektstilstand med hensyn til spalting og gjendannelse. Som dynamiske strukturer kan micellestrukturen lett forandres ved skjærkrafttrykk, tilstedeværelse av hydrokarboner eller noen ganger ved øket temperatur. Alle disse trekk kan finnes i reservoarets hydrokarbon-del. De markliknende miceller antar hurtig en struktur som ikke bidrar til å frembringe viskositet, og/eller molekylene av det overflateaktive materiale går tilbake til sin opprinnelige lille uavhengige tilstand straks de anbringes i den hydrokarbonbærende sone, og er ikke lenger nødvendi-ge for tilveiebringelse av viskositet som fordres for transportering av partikler inn i formasjonen.
Derimot forblir molekylene som pumpes inn i de vandige soner av formasjonen, med fordel igjen i markliknende micelleform og kan virke slik at de blokke-rer eller hemmer strømmingen av vann fra formasjonen, som man vil se av fig. 6. Micellene ifølge denne oppfinnelse har fortrinnsvis markliknende form, i motsetning til andre geometriske former så som kasseform eller sfærisk. De er sfæroida-le i tverrsnitt. De er fortrinnsvis forholdsvis lange sammenliknet med bredden, med et gjennomsnittlig sideforhold på 100 eller større, i de fleste tilfeller.
Brønnbehandlingsbetingelsene muliggjør at markliknende miceller kan dannes under overflatebetingelser og forbli stabile mens de pumpes ned i borehullet og gjennom perforeringene inn i en sprekk, men deretter gjennomgår de en strukturforandring, eller de oppløses til individuelle komponenter når de utsettes for hydrokarboner i reservoarberget. Opprensingen er ofte overlegen i forhold til opprensingen med polymersystemene, typisk høyere enn 40%.
I tillegg til det viskoelastiske overflateaktive materiale fordrer det vandige fraktureringsfluid ifølge oppfinnelsen en tilstrekkelig mengde av minst ett vannlø-selig salt for bevirking av stabilitet av formasjonen. Det anvendes typisk vannløse-lige kalium- og ammoniumsalter så som kalsiumklorid, tetrametylammoniumklorid og ammoniumklorid. Dessuten kan det også anvendes kalsiumklorid-, kalsium-bromid-, magnesiumklorid- og sinkhalogenid-salter. Andre egnede salter innbefatter aluminiumsalter, zirkoniumsalter og liknende. Formasjons-stabilitet og spesielt leire-stabilitet oppnås ved et konsentrasjonsnivå på noen få vektprosent, og som sådan blir densiteten av fluidet vanligvis ikke forandret i noen betydelig grad ved tilstedeværelse av saltet. Hvis fluid-densiteten imidlertid blir et viktig hensyn, kan det anvendes tyngre salter.
Ytterligere anvendelser av den foreliggende oppfinnelse kan finnes ved syrefrakturering. Ved syrefrakturering er det ønskelig å pumpe sekvensielle stadier av viskøse fluider og av syrer. Teoretisk skyter syren fingrer inn i det viskøse fluid. Disse syrefingrer etser bort karbonatformasjonen kun hvor formasjonen utsettes for en syrefinger. Dette frembringer et etsemønster av bruddtypen på bergets (kalsiumkarbonat) overflater. Dette etsede område frembringer strømningskanaler for reservoarfluidene straks fraktureringsoperasjonen er avsluttet. For at denne prosess skal virke er det nødvendig med et mobilitetsforhold på minst 1000 mellom det viskøse fluid og det sure fluid. Når det gjelder guar-baserte fluider fordrer dette høyt guar-innhold og høy tverrbinding (typisk med bor eller zirkonium) for tilveiebringelse av det ønskede mobilitetsforhold. Fluider med tverrbundne polymerer er meget lik fluider som anvendes ved hydraulisk frakturering, og har de samme begrensninger som beskrevet ovenfor. Dessuten virker ikke de guar-baserte fluider eller polymerfluider ganske enkelt så effektivt som ønskelig. Nylige laboratorieresultater viser at fluider som fås med viskoelastiske overflateaktive midler, gir overlegen fingerdannelse ved syrefraktureringsanvendelser i forhold til vanlige fluider.
Syrer anvendes i stor utstrekning for stimulering av oljeproduksjonen fra krittreservoarer. Ved surgjøring av sprekker blir det først dannet en sprekk, eller snarere flere sprekker, ved at det innsprøytes en fraktureringsvæske under høyt trykk. Etter at sprekkene er blitt dannet, innsprøytes syre for etsing av strømnings-kanaler som kan holde seg etter at sprekkene er lukket, hvorved brønnens pro-duktivitet økes. Under en del syrebehandlinger innsprøytes syrene etter en for-skyllestrøm av viskøst fluid. Dette fører til dannelse av syrefingrer i den mer viskø-se for-skyllestrøm og forhindrer dannelse av hulrom nær brønnen. Undersøkelser har vist at oppløsingshastigheten øker med økende strømningshastighet og økende temperatur.
Finger-syrefrakturering av vertikale brønner er blitt grundig undersøkt, og det finnes metoder for analysering av fingerdannelsesmønstre i lineærstrømning gjennom sprekker fra vertikale brønner. Litteraturen angir at viskøs fingerdannelse er en funksjon av mobilitetsforholdet mellom fluidene. Fluider som gir liknende viskositet, skulle således oppføre seg på lik måte. Dette er imidlertid ikke blitt observert. Boratfluider har tendens til å være for følsomme overfor pH til at de kan anvendes med pålitelighet. Dette gjelder spesielt ved ca. 65-95°C. Boratfluider med en begynnelses-pH på ca. 9 gir ikke tilstrekkelig fingerdannelse nede i hullet. Zirkonat-fluider kan være effektive ved høye guarinnhold, men er vanskelige å fjerne. Under disse betingelser gir fluider basert på overflateaktive materialer overlegen ytelse og god opprensing.
Ved hydrauliske fraktureringsanvendelser anvendes en tilstrekkelig mengde av minst ett overflateaktivt middel/fortykningsmiddel som er løselig i den vandige saltløsning, ved fremgangsmåte ifølge denne oppfinnelse, under tilveiebringelse av tilstrekkelig viskositet til suspendering av proppemiddel under anbringelse, hvor fortykningsmidlet er minst ett element valgt fra gruppen som består av:
(a) et amin svarende til formelen
hvor Ri er minst omtrent en alifatisk Ci6-gruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet og som kan være mettet eller umettet, R2 og R3 er hver uavhengig hydrogen eller en alifatisk fra d- til ca. C6-gruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, mettet eller umettet, og som kan være erstattet med en gruppe som gjør R2-og/eller R3-gruppen mer hydrofil;
(b) salter av aminet svarende til formelen
hvor R1f R2 og R3 er de samme som definert i det foregående, og X' er et uorganisk anion, og
(c) et kvaternært ammoniumsalt av aminet svarende til formelen
hvor R-i, R2, R3 og X'er de samme som definert i det foregående, og R4 uavhengig utgjør en gruppe som tidligere er angitt for R3 og R3, ingen av R1( R2, R3 eller R4 er hydrogen, og R2-, R3- og R4-gruppene i aminsaltet og kvat.-ammoniumsaltet kan være dannet til en heterocyklisk 5- eller 6-leddet ringstruktur som innbefatter nitrogenatomet i aminet.
En tilstrekkelig mengde av et vannløselig organisk salt og/eller alkohol kan eventuelt anvendes for tilveiebringelse av ønskede viskoelastiske egenskaper under strenge betingelser. Det organiske salt er fortrinnsvis et vannløselig karboksy-latsalt så som natrium- eller kaliumsalicylat eller liknende. Dette salt er imidlertid ikke nødvendig i alle tilfeller. Alkoholen er fortrinnsvis et overflateaktivt ko-middel, typisk en alifatisk C4-Ci2-alkohol.
Fortykningsmidlet som anvendes ved oppfinnelsen, omfatter minst ett av fortykningsmidlene beskrevet i det foreliggende. Det er blitt funnet at når det gjelder visse løsninger kan en blanding av to eller flere fortykningsmidler være foretrukket.
I tilfeller hvor fortykningsmidlet er et aminsyresalt eller kvat.-ammoniumsalt, bør det tilknyttede anion være et uorganisk anion. X' er fortrinnsvis et uorganisk anion så som et sulfat, nitrat, perklorat eller halogenid. Et halogenid (Cl, Br eller I) er foretrukket, idet Cl og Br er mest foretrukket.
Den valgfrie organiske salt-bestanddel i fraktureringsfluidet, når anvendt, er fortrinnsvis en vannløselig forbindelse som typisk innbefatter et natrium- eller kali-umsalt av et organisk anion. Anionet kan være et aromatisk organisk anion så som et salicylat, naftalensulfonat, p- og m-klorbenzoater, 3,5-, 3,4- og 2,4-diklorbenzoater, t-butyl- og etylfenat, 2,6- og 2,5-diklorfenater, 2,4,5-triklorfenat, 2,3,5,6-tetraklorfenat, p-metylfenat, m-klorfenat, 3,5,6-triklorpikolinat, 4-amino-3,5,6-triklorpikolinat, 2,4-diklorfenoksyacetat, toluensulfonat, a,b-naftoler, p,p'-bisfenol A eller kokosamidpropyldimetylaminoksid. Fortykningsmidlet bør velges slik at anionet er forenlig med elektrolytten som finnes i den vandige løsning, slik at det ikke dannes uønskede utfelninger. Det spesifikke valgte anion vil dessuten i en viss grad avhenge av den spesifikke aminstruktur.
Fortykningsmidlet anvendes i en mengde som, i kombinasjon med de andre bestanddeler, er tilstrekkelig til øking av viskositeten av det vandige fluid nok til at proppemidlet holdes i suspensjon under fluidanbringelse. Den nøyaktige mengde og det spesifikke fortykningsmiddel eller blanding av fortykningsmidler som anvendes, vil variere avhengig av konsentrasjonen av, og valget av, spesifikt (spesifikke) løselig(e) salt(er) som anvendes for opplaging av løsningen, den ønskede viskositet, anvendelsestemperaturen, løsningens pH og andre liknende faktorer.
Konsentrasjonen av det overflateaktive fortykningsmiddel kan være i området fra ca. 0,05 til ca. 6 vekt%, basert på fluidet. Det anvendes laboratoriemetoder for bestemmelse av de optimale konsentrasjoner for hvilket som helst spesielt sett av parametere. Når det for eksempel anvendes et ikke-protonert amin som fortykningsmiddel, kan pH i det vandige fluid i en viss grad forandre effektiviteten av spesielle aminer. Surere løsninger er nødvendig for at en del aminer skal opplø-ses fullstendig. Det er mulig at dette er resultatet på grunn av at aminet må bli pro-ton ert før det vil bli effektivt oppløst i fluidet.
Fortykningsmidlene velges fra en gruppe av overflateaktive materialer som kan danne de foretrukne markliknende miceller, i motsetning til typiske overflateaktive materialer som har tendens til å danne sfæriske miceller eller plateliknende strukturer. For at det valgte overflateaktive materiale skal være egnet ved den foreliggende oppfinnelse må det videre være i stand til å danne de markliknende miceller over et vidt konsentrasjonsområde, så som 1-8 vekt%, i det vandige fluid. Antallet overflateaktive materialer som med hell kan anvendes ved oppfinnelsen, reduseres med økende temperatur.
Det foretrukne fortykningsmiddel er erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammo-niumklorid. Alternative fortykningsmidler kan anvendes enten alene eller i kombinasjon i henhold til oppfinnelsen, innbefattende erucyltrimetylammoniumklorid, N-metyl-N,N-bis(2-hydroksyetyl)rapsoljeammoniumklorid, oleylmetylbis(hydroksy-etyl)ammoniumklorid, oktadekylmetyl-bis(hydroksyetyl)ammoniumbromid, oktade-kyltris(hydroksyetyl)ammoniumbromid, oktadekyldimetylhydroksyetylammo-niumbromid, cetyldimetylhydroksyetylammoniumbromid, cetylmetyl-bis(hydroksyetyl)-ammoniumsalicylat, cetylmetylbis(hydroksyetyl)ammonium-3,4-diklorbenzoat, cetyltris(hydroksyetyl)ammoniumjodid, bis(hydroksyetyl)soyaamin, N-metyl-N-hydroksyetyltalgamin, bis(hydroksyetyl)oktadekylamin, cosyldimetyl-hydroksyetylammoniumbromid, cosylmetylbis(hydroksyetyl)ammoniumklorid, co-syltris(hydrok-syetyl)ammoniumbromid, dicosyldimetylhydroksyetylammo-niumbromid, dicosylmetylbis(hydroksyetyl)ammoniumklorid, dico-syltris(hydroksyetyl)ammo-niumbro-mid, heksadekyletyl-bis(hydroksyetyl)ammoniumklorid, heksadekylisopropyl-bis(hydroksyetyl)ammoniumjodid, N.N-dihydroksypropylheksadekylamin, N-metyl-N-hydroksyetylheksadekylamin, N,N-dihydroksyetyldihydroksypropyloleylamin, N.N-dihydroksypropylsoyaamin, N.N-dihydroksypropyltalgamin, N-butyl-heksadekylamin, N-hydroksyetyloktadekylamin, N-hydroksyetylkosylamin, cetyla-mino-N-oktadekylpyridiniumklorid, N-soya-N-etylmorfoliniumetosulfat, metyl-1 - oleylamidoetyl-2-oleylimidazolinium-metylsulfat og metyl-1 -talgamidoetyl-2-talgimidazolinium-metylsulfat.
For fremstilling av det vandige hydrauliske fraktureringsfluid i henhold til den foreliggende oppfinnelse tilsettes fortykningsmidlet til en vandig løsning hvor det er blitt oppløst en viss mengde av minst ett vannløselig salt. Standard-blandemetoder kjent på området kan anvendes, siden oppvarming av løsningen og spesielle agiteringsbetingelser normalt ikke er nødvendig. Ved anvendelse under betingelser med ekstrem kulde som kan finnes i Alaska eller Canada, bør det selvfølgelig anvendes normale oppvarmingsmetoder.
Det er noen ganger foretrukket å oppløse fortykningsmidlet i en alkohol med lavere molekylvekt før det blandes med den vandige løsning. Alkoholen eller diolen med lavere molekylvekt, for eksempel isopropanol eller propylenglykol, kan virke slik at den understøtter solubilisering av fortykningsmidlet. Andre liknende midler kan også anvendes. Videre kan det anvendes et skummingshindrende middel så som en polyglykol for forhindring av uønsket skumming under fremstil-lingen av fraktureringsfluidet hvis et skum ikke er ønskelig under behandlingsbe-tingelsene. Hvis et skummet fluid er ønskelig, kan det anvendes en gass så som luft, nitrogen, karbondioksid eller liknende.
I tillegg til de vannløselige salter og fortykningsmidler beskrevet i det foreliggende kan det vandige hydrauliske fraktureringsfluid inneholde andre vanlige bestanddeler som utfører spesifikke ønskede funksjoner, f.eks. korrosjonsinhibito-rer, fluidtap-additiver og andre som beskrevet tidligere i det foreliggende, og liknende. Proppemidlet kan deretter suspenderes i fraktureringsfluidet.
EKSEMPEL 1
Tre 500 ml begerglass ble fylt med 250 ml av 3 vekt% ammoniumkloridløs-ning. Erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid ble tilsatt i tre konsentrasjoner: 2, 3 og 4 volum%. Det ble ikke tilsatt natriumsalicylat. Systemene ble omrørt inntil alt det overflateaktive middel var oppløst. Reologiske målinger ble utført ved 43°C, 54°C, 66°C og 79°C.
Diagrammet nedenfor viser viskositeten av fraktureringsfluider basert på ' overflateaktivt middel, fremstilt uten tilsetting av natriumsalicylat. Dataene viser at det kan oppnås tilstrekkelig viskositet for hensiktsmessig transport av proppemiddel (= 50 cp ca. 170 sek'<1>) ved fluidtemperaturer på opp til ca. 80°C.
EKSEMPEL 2
Tre 500 ml begerglass ble fylt med 250 ml av 3 vekt% ammoniumkloridløs-ning. Erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid ble tilsatt i en konsentrasjon på 4 volum%. Natriumsalicylat (0,06 vekt%) ble tilsatt i ett begerglass, og 0,5 vekt% erucylamin ble tilsatt i det andre. Systemene ble omrørt inntil alt det overflateaktive middel var oppløst. Reologiske målinger ble utført ved 79,4 og 93,3°C. Resultatene viser at erucylamin har anvendelse som høytemperatur-viskositets-stabilisator.
EKSEMPEL 3
Tre 500 ml begerglass ble fylt med 250 ml av 3 vekt% ammoniumkloridløs-ning. Erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid ble tilsatt i en konsentrasjon på 4 volum%. Kokosamidpropyldimetylaminoksid (0,6 vekt%) ble tilsatt i ett begerglass. Systemene ble omrørt inntil alt det overflateaktive middel var oppløst. Reologiske målinger ble utført ved 54, 66 og 79°C.
Resultatene viser at kokosamidpropyldimetylaminoksid (0,6 vekt%) har anvendelse som viskositetsøkende middel i dette temperaturområde.
EKSEMPEL 4
Eksempel 4 viser egenskaper som kan oppnås under anvendelse av forskjellige viskositetsøkende midler (benzosyrederivater). I en 3% ammoniumklorid-løsning i en Warring-blander ble følgende oppløst: 0,5 mM benzosyrederivater så som natriumsalicylat, 3-hydroksybenzosyre, 4- og 5-metylsalicylsyre. Løsningen ble blandet godt, og luft ble fjernet, før viskositeten ble målt på et kapillarviskosimeter som beveget seg frem og tilbake. Viskositeten ble målt ved forskjellig temperatur fra 27 til 107°C. Viskositetsverdiene ved 93°C er vist nedenfor:
4- og 5-substituert 2-hydroksybenzosyre ga tilstrekkelig viskositet (57 sek'<1>) selv ved 104°C ved en konsentrasjon av erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammo-niumklorid på 4%.
EKSEMPEL 5
Forsøk i nærvær av polysakkarid ( auar)
I et liknende forsøk oppløses 0,5 mM natriumsalicylat i 3% ammoniumklo-ridløsning. Til dette tilsettes hydratiserte guar slik at det fås en sluttkonsentrasjon på 0,24-0,60 g/l, fulgt av en løsning av overflateaktivt middel på fra 0,5 til 5%. Løsningen blandes godt, og viskositeten måles på et kapillarviskosimeter som beveges fram og tilbake. Viskositeten av 5% erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metyl-ammoniumklorid i nærvær av 2,3 kg guar er oppført nedenfor:
EKSEMPEL 6
Eksempel 6 tilveiebringer tilsetning av fluorforbindelser og overflateaktive ko-midler for forhindring av emulgeringer. Tilstedeværelse av fluorforbindelser og andre ikke-ioniske overflateaktive midler som overflateaktive ko-midler med eru-cyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid undersøkes. De er funnet å være egnet som de-emulgeringsmidler i erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammonium-klorid-diesel-systemer. Tilsetning av fra 0,001% til 0,1% Fluorad-FC 750 og Fluorad FC 754, og blandinger av ikke-ioniske og kationiske overflateaktive midler ble funnet å redusere dannelsen av emulsjon.
De-emulgeringen ble undersøkt ved hjelp av to metoder. Til 10 ml erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid-gel ble det tilsatt fra 1 til 200 pJ av de-emulgeringsmidlet, og dette ble virvlet godt rundt. Til dette tilsettes 20 ml diesel, og det rystes godt i 30 sekunder. Effektiviteten av forskjellige overflateaktive midler ble sammenliknet ut fra tiden som var nødvendig for å skille blandingen i to lag. Den undersøkes også ved at man ser på trykket som fordres for filtrering av blandingen gjennom en Whitmann-membran. Tilstedeværelse av fluorforbindelser og andre overflateaktive midler gjorde filtreringen lettere.
Viskositeten av erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid i nærvær av disse forbindelser ble også undersøkt, og det er vist at disse forbindelser for-øker viskositeten av erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid.
EKSEMPEL 7
Det ble utført en serie forsøk for bestemmelse av halveringstidene hos skum basert på viskoelastiske overflateaktive midler, dannet ved forhøyet temperatur og trykk. Resultatene viser tilstrekkelig skumstabilitet opp til 88°C.
Apparaturen anvender en oppvarmet 250 ml ISCO-sprøytepumpe for å til-føre væskefasen til en skumgenerator. En nitrogenflaske med en digitalstrøm-nings-regulator av typen Brooks tilfører gassen til skumgeneratoren. Skummet passerer forbi et observasjonsglass som muliggjør at man kan observere skum-mets konsistens og boblestørrelsesfordeling, og går deretter videre og fyller en oppsamlingsbeholder med glassvegg. Cellen oppvarmes ved hjelp av vann som sirkulerer fra et Hakke-bad. Det er anbrakt et uttak på oppsamlingsbeholderen som muliggjør skumprøvetaking.
Én liter av et basisfluid som består av 4 volum% erucyl-bis(2-hydroksyetyl)-metylammoniumklorid + 0,06 vekt% natriumsalicylat ble tillaget på den måte som er beskrevet i tidligere eksempler. Skummene ble dannet ved ca. 7,6 MPa og deretter pumpet inn i den for-oppvarmede oppsamlingsbeholder. Halveringstidene for skum (tiden ved hvilken 50% av basisfluidet er blitt separert fra skummet) ble målt ved 4 testtemperaturer: 66,79, 85 og 88°C. Resultatene er vist i følgende tabell.
EKSEMPEL 8A
Fluidutlekkings-reguleringsegenskapene for fluider basert på overflateaktivt middel i forhold til polymerbaserte fluider ble vurdert ved dynamiske fluidtap-tester. Denne testmetode simulerer utlekking av fraktureringsfluider i et porøst medium under representative betingelser for hydraulisk frakturering. Testene ble utført med et fraktureringsfluid inneholdende generisk borat-tverrbundet guar, samt et fluid basert på generisk overflateaktivt middel, additivene og deres konsentrasjon som spesifisert i tabell 1. Testene innbefatter opprettholdelse av et dif-ferensialtrykk på 6,9 MPa over kjernens lengde, i et tidsrom som er tilstrekkelig langt til at det opprettes en konstant utlekkingshastighet. Konstante utlekkingsbe-tingelser opprettes enten når det dannes en ugjennomtrengelig ytre filterkake på kjernens overflate, eller når de indre porer fylles med en indre filterkake. Konstant utlekkingshastighet kan også eksistere når utlekkingsreguleringsmekanismen vis-kositetsreguleres.
Den bibeholdte gjennomtrengelighet hos kjernene etter utlekking ble fast-satt ut fra trykkfallet som var nødvendig for at saltløsningen skulle strømme med konstant strømningshastighet gjennom kjernen. Retningen for strømmen er rever-sert sammenliknet med retningen for utlekking, slik at den tilbakestrømnings-bibeholdte gjennomtrengelighet er representativ for gjennomtrengeligheten for strømmen av formasjonsfluid.
EKSEMPEL 8B
Tabell 2 viser resultater oppnådd som i 8B, videre ved at den viser resultatene av testene for dynamisk fluidtap for det guarbaserte fluid og vårt fluid basert på overflateaktivt middel, sammen med den matriks-bibeholdte gjennomtrengelighet etter 25 minutter under tilbakestrømning. Disse data viser at fluidet basert på overflateaktivt middel har bedre utlekkings-reguleringsegenskaper. Dataene viser videre at, sammenliknet med polymerbaserte fluider, er reduksjonen i bibeholdt gjennomtrengelighet med fluidet basert på overflateaktivt middel for saltløsning (formasjonsvann) ikke bare lavere, men også mer opprettholdbar. Dette viser at sammenliknet med polysakkaridbaserte fluider vil fluidet basert på overflateaktivt middel forsinke innstrømmingen av formasjonsvann i sprekken, idet sprekk-opprensingspotensialet således forøkes.
Tabell 2: Sammenlikning av utlekkingsegenskapene hos et polymerbasert fluid og et fluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel
EKSEMPEL 9
Sakshistorien som fremgår av fig. 8, viser resultatene fra 3 behandlinger som ble utført for gassbrønner. Formasjonens gjennomtrengelighet var ca. 25 mD. Brønnoperatøren hadde angitt, basert på tidligere erfaring på området, hva de ventede produksjonshastigheter var for disse brønner. Når formasjonen ble f raktu-rert med fraktureringsfluidet basert på overflateaktivt materiale, ifølge denne oppfinnelse, var den resulterende produksjonshastighet betydelig høyere enn ventet.
EKSEMPEL 10
Sakshistorien ifølge fig. 9 viser resultatene av behandling av tre soner i en gassbrønn med et fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt materiale. Produksjonshastighetene fra hver sone er sammenliknet med hastighetene fra en awiks-brønn som var blitt frakturert med et polysakkarid-basert fluid (guar). En produksjonshastighets-forbedring i området fra 27 til 73% ble observert når fraktureringsfluidet basert på overflateaktivt materiale ble anvendt.
EKSEMPEL 11
Det ble tillaget eksempler med forskjellige viskositetsøkende midler (benzosyre-derivater), og disse viste resultatene nedenfor. I en 3% ammoniumkloridløs-ning i en Waring-blander, oppløs 0,5 mM benzosyre-derivater så som natriumsalicylat, 3-hydroksybenzosyre, 4- og 5-metylsalicylsyre. Løsningen blandes godt og luft fjernes før måling av viskositeten på et kapillar-viskosimeter som beveges fram og tilbake. Viskositeten ble mål ved forskjellige temperaturer på fra 27 til 107°C. Viskositeten ved 93°C er oppført i tabell 3.
4- og 5-substituert 2-hydroksybenzosyre ga tilstrekkelig viskositet (57 sek"<1>) selv ved 104°C ved en konsentrasjon av erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammo-nium-klorid på 4%.
EKSEMPEL 12
Forsøk i nærvær av polysakkarider (guar-polymerer). I et liknende forsøk, oppløs 0,5 mM natriumsalicylat i 3% ammoniumkloridløsning. Til dette tilsettes hydratisert guar under oppnåelse av en sluttkonsentrasjon på 0,23-0,6 g/l, fulgt av 0,5-5% løsning av overflateaktivt middel. Løsningen blandes godt, og viskositeten måles på et kapillar-viskosimeter som beveges fram og tilbake. Viskositeten av 5% erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid i nærvær av 2,3 kg guar er vist nedenfor.
Følgende gjelder det forhold å tilsette fluorforbindelser og forhindre emulge-ring, dvs. fluorforbindelser og overflateaktive ko-midler: Tilstedeværelse av fluorforbindelser og andre ikke-ioniske overflateaktive midler som overflateaktive ko-midler med erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammo-niumklorid undersøkes. De er funnet å være egnet som de-emulgeringsmidler i erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid-diesel-systemer. Tilsetting av fra 0,001 til 0,1% Fluorad-FC 750 og Fluorad-FC 754, og blandinger av ikke-ioniske og kationiske overflateaktive midler ble funnet å redusere dannelsen av emulsjon.
De-emulgeringen ble testet ved hjelp av to metoder. Til 10 ml erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid-gel ble det tilsatt fra 1 til 200 (il av de-emul-geringsmidlet, og det ble virvlet godt. Til dette tilsettes 20 ml diesel, og det rystes godt i 30 sekunder. Effektiviteten av forskjellige overflateaktive midler ble sammenliknet ut fra den tid det tok å separere blandingen i to lag. Den testes også ved at man ser på det trykk som er nødvendig for filtrering av blandingen gjennom en Whitmann-membran. Tilstedeværelse av fluorforbindelser og andre overflateaktive midler gjorde filtreringen lettere.
Viskositeten av erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid i nærvær av disse forbindelser ble også testet, og det er vist at disse forbindelser øker viskositeten av erucyl-bis(2-hydroksyetyl)metylammoniumklorid.
EKSEMPEL 13
Det ble utført blandetester med det overflateaktive middel av typen Witco inneholdende erucylmetyl-bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid, som leveres fra
Witco Chemical Company (i det følgende i dette eksempel angitt som «overflateaktivt middel»).
Testene viste at oppfinnelsen ifølge denne patentsøknad kan anvendes med hell ved at det overflateaktive middel pumpes direkte til blanderen uten langvarig hydratisering i en mikser, slik som det fordres ved frakturerings-fremgangsmåtene ifølge teknikkens stand. Det vil således være mulig å oppnå viskositetsøk-ninger og nesten samtidig pumpe fraktureringsfluidet inn i borehullet, idet man unngår anvendelse av et ekstra blande- eller hydratiseringstrinn, hvorved det spares vesentlig tid og ressurser og virkelig tidsjustering for viskositetsnivåer gjøres lettere.
Det er for eksempel ikke noe problem for det overflateaktive middel å gi viskositet både ved kontinuerlige eller satsblandingsteknikker under anvendelse av eksisterende utstyr og fremgangsmåter oppført på frak-båtene. Tilmåling ble utført under anvendelse av en kombinasjon av 75% erucylforbindelse og 25% iso-propylalkohol.
Det samme utstyrs-oppsett for kontinuerlig blanding som anvendt for PermFRAC™-behandlinger ble oppført og utført med ClearFRAC™-material-blandingstesten. Det overflateaktive middel ble anbrakt i en tilbakeførbar pose («tote») på annenetasjes-blandedekket i en fralands-fraktureringsbåt, ved siden av sklirammen. Posen ble valset like før anvendelse, og produktet ble tatt ut fra bunnen og pumpet tilbake i toppen. 3% NH4CI ble oppdelt i 230 barrel friskt by-vann som befant seg på styrbord 3 under dekkbåt-tanken. Vanntemperaturen var 31 °C. Ingen høytemperatur-stabilisator ble innført i blandevannet, noe som simu-lerte de verste betingelser for kontinuerlig blanding.
To sklirammepumper (0-40 bpm) ble fylt og plumbert i sugemanifolden for styrbordsblanderen. Den anvendte pumpe var pumpen i styrbord-prosessforløpet. Før pumping av 3% NH4CI ble blanderen og pumpen først innstilt under anvendelse av elvevann. Pumpehastigheten ble innstilt til 15 barrel pr. minutt. Det overflateaktive middel ble innstilt til 25 gallon pr. min. under anvendelse av én av pum-pene (4% mengde av overflateaktivt middel). Når testen ble startet, ble prøver uttatt ved uttømmingsmanifolden for blanderen ved innsuget for tripleks-pumpen, og nedstrøms for tripleks-pumpen. Det ble uttatt totalt 8 prøver, 4 ved blanderen og 2 fra hver av innsugnings- og nedstrøms-sidene av triplekspumpen. Totalt 60 barrel rent fluid ble blandet, fulgt av 50 barrel oppslemmet fluid med en stigning på fra 1 til 15 ppa under anvendelse av 12/20-proppemiddel.
Resultater av test av kontinuerlig blanding
I tabell 4 er oppregnet Fann 35-målingene utført for de oppsamlede prøver. Dataene viser at utbyttet av det overflateaktive middel var fullstendig avgitt idet det kom ut av blanderen, noe som viser at det påføres nok skjærkraft på det overflateaktive middel i blander-slyngeren til at man får produktet fullstendig - ingen ytterligere tid eller skjærkraft er nødvendig. Det ble ikke sett noe sandopphopnings-problem når slangene og utstyret ble undersøkt etter blandetesten. Det eneste problem man støtte på, var at slangen på 2,5 cm som tilførte det overflateaktive middel til blanderen, var innstilt til å avgi det overflateaktive materiale med en hastighet på 95 liter pr. min., selv om det ble anvendt en A-pumpe. En 5 cm ledning anbefales. Posen på 2080 liter ser dessuten ut til å være en god arbeidstank å trekke fra for kontinuerlig blanding. Posen på 2080 liter anbrakt på en pose på 416 liter (dvs. anbrakt i en høyde på ~ 0,9 meter for ytterligere hydrostatisk trykk) er derfor anbefalt som foretrukket.
Satsblandings-testbetingelser
Totalt 25 barrel av 4% overflateaktivt middel ble satsblandet i 3% NH4CI under anvendelse av dekk-skovltankblanderne på 50 barrel. Det ble ikke anvendt noen sentrifugalpumpe. Skovlen ble innstilt på middels hastighet (~ 30-40 omdr. pr. min.). Vanntemperaturen var 31 °C. Det overflateaktive middel ble tilført til fluidet fra toppen med en hastighet på ~ 22,7 liter pr. min.
Satsblandetest-resultater
Under blandetesten merket man at det overflateaktive middel begynte å tilveiebringe viskositet før alt materiale var tilsatt (innen 3 minutter etter begynnelses-tilsetning). Det tok totalt ~ 7 minutter å tilsette det overflateaktive materiale. Den siste del av overflateaktivt materiale hadde ikke noe problem med å skjæres inn i fluidet hvor viskositeten var øket. Fann 35-målinger viste at utbyttet av det overflateaktive middel var fullstendig innen 10 minutter etter at den siste del av overflateaktivt middel var tilsatt. Testen viste at selv ved middels skovlhastighet er det tilgjengelig mye skjærkraft til innskjæring og til at det overflateaktive produkt lett oppnås.
Konklusjon med hensyn til testdata ifølge eksempel 13
Den kontinuerlige blandetest viste at det overflateaktive middel Clear-FRAC™ var i fullt utbytte idet det kom ut fra blanderens utløp, noe som viste at
blanderen avgir en passende mengde skjærkraft til at produktet oppnås. For denne blandetest var omgivelsestemperaturen for det overflateaktive middel og blandevann i temperaturområdet 85-90°C. Virkningen av lavtemperatur-blandevann og overflateaktivt middel på hvor godt blanderen vil gi det overflateaktive produkt er ikke kjent på dette tidspunkt.
Den utførte satsblandetest viste at det overflateaktive materiale lett kan satsblandes. En moderat mengde skjærkraft vil lett gi det overflateaktive materiale. For blanding under dekk anbefales de mindre tanker på 230 og 250 barrel fremfor de større tanker på 500 og 550 barrel, idet tankene ikke er mer enn 95% fulle for øking av fluidsirkulasjonen.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for redusering av fluidtap inn i en formasjon som har en permeabilitet på mindre enn 10 mD under frakturering av formasjonen, karakterisert ved at den omfatter at (a) det tilveiebringes et fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel, omfattende (i) et vandig medium og (ii) en fortykkende mengde av et overflateaktivt middel som kan danne markliknende miceller; og (b) det dannes et viskøst fluid omfattende markliknende miceller, idet micellene har avlang struktur, og micellene er i stand til å opprettholde øket viskositet hos fluidet, og videre kan micellene selektivt dannes eller oppløses basert på polariteten av det omgivende fluid i formasjonen; (c) det viskøse fluid som omfatter markliknende miceller, pumpes gjennom et borehull og inn i en formasjon ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen, idet formasjonen har en sprekkoverflate som er omsluttet av fluidet, og videre omfatter formasjonen minst én sone som stort sett er hydrokarbonbærende; (d) tapet av viskøst fluid inn i sprekkoverflaten reduseres; (e) hvorved volumet av viskøst fluid som er tilgjengelig for frakturering av formasjonen, økes, og sprekkvolumet pr. barrel av viskøst fluid som pumpes inn i borehullet, økes.
2. Fremgangsmåte for redusering av dannelsen av formasjonsvann fra en undergrunnsformasjon som har en permeabilitet på mindre enn 10 mD etter frakturering av formasjonen,
karakterisert ved at a) det tilveiebringes et vandig hydraulisk fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel, omfattende (i) et vandig medium, (ii) minst et vannløselig salt i en mengde effektiv for å innvirke på formasjonsstabilitet, og (iii) et fortykkende mengde av et overflateaktivt middel i stand til å danne marklignende miceller, (b) det dannes et viskøst fluid som omfatter miceller, idet micellene har hydrofobe og hydrofile deler; (c) det viskøse fluid som omfatter markliknende miceller, pumpes gjennom et borehull og inn i en formasjon ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen, idet formasjonen har en vandig sone som inneholder formasjonsvann, og en hydrokarbon-sone; (d) micellene får komme inn i den vandige sone; (e) spaltingen av miceller i hydrokarbonsonen gjøres lettere, hvorved viskositeten av fluidet i hydrokarbonsonen reduseres under dannelse av et fortynnet fluid; (f) fortynnet fluid fjernes fra hydrokarbonsonen i formasjonen; og (g) mengden av formasjonsvann dannet fra formasjonen under fjerningstrinnet, reduseres.
3. Fremgangsmåte for frakturering av en undergrunnsformasjon med en permeabilitet på mindre enn 10 mD .karakterisert ved at a) det tilveiebringes et vandig hydraulisk fraktureringsfluid basert på viskoelastisk overflateaktivt middel, inkluderende et fortykningsmiddel som omfatter (i) et vandig medium, (ii) minst et vannløselig salt i en mengde effektiv for å innvirke på formasjonsstabilitet, og (iii) en fortykkende mengde av et overflateaktivt middel valgt fra gruppen som består av (a) et amin svarende til formelen
hvor Ri er minst omtrent en alifatisk Ci6-gruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet og som kan være mettet eller umettet, R2 og R3 er hver uavhengig hydrogen eller en alifatisk fra Cr til ca. C6-gruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, mettet eller umettet, og som kan være substituert med en gruppe som gjør R2- eller R3-gruppen mer hydrofil; eller (b) salter av aminet svarende til formelen
hvor Ri, R2 og R3 er de samme som definert i det foregående, og X" er et uorganisk anion, eller (c) et kvaternært ammoniumsalt av aminet svarende til formelen
hvor Ri, R2, R3 og X' er de samme som definert i det foregående, og R4 utgjør en gruppe som tidligere er angitt for R2 og R3, ingen av Ri, R2, R3 eller R4 er hydrogen, og R2-, R3- og R4-gruppene av aminsaltet og kvat.-ammoniumsaltet kan være dannet til en heterocyklisk 5- eller 6-leddet ringstruktur som innbefatter nitrogenatomet i aminet;
og metoden omfatter videre at: (b) det dannes et viskøst fluid som omfatter miceller; (c) det viskøse fluid som omfatter miceller, pumpes gjennom et borehull og inn i en formasjon ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen, idet formasjonen har en vandig sone som inneholder vann, og en hydrokarbon-sone; (d) micellene får komme inn i den vandige sone; (e) strukturelt endre micellene inne i fluidet i hydrokarbonsonen, hvorved viskositeten av fluidet i hydrokarbonsonen reduseres; (f) fluid fjernes fra hydrokarbonsonen; (g) det produseres hydrokarboneer fra undergrunnsformasjonen og (h) mengden av vann dannet fra formasjonen under fjerningstrinnet, reduseres.
4. Fremgangsmåte for frakturering av en undergrunnsformasjon med en permeabilitet på mindre enn 10 mD, under overflaten av grunnen ved å anvende et viskøst fraktureringsfluid uten langvarig hydratisering av fraktureringsfluidet over grunnens overflate,
karakterisert ved at (a) det tilveiebringes et konsentrat ved grunnens overflate, idet konsentratet omfatter en fortykkende mengde av et overflateaktivt middel som kan danne markliknende miceller; (b) det tilveiebringes en vandig fluidkomponent; (c) det tilveiebringes et vannløselig salt i en mengde som er effektivt til å innvirke på formasjonsstabiliteten, og; (d) konsentratet blandes med den vandige fluidkomponent og det vannløselige salt over grunnens overflate under dannelse av et viskøst fraktureringsfluid mens det viskøse fraktureringsfluid hovedsakelig samtidig pumpes under grunnens overflate inn i et borehull.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert ved at den videre omfatter at (d) det viskøse fraktureringsfluidet pumpes inn i formasjonen ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen, hvor formasjonen fraktureres ved sin sprekkoverflate.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor formasjonen omfatter en hydrokarbonbærende sone og en vandig sone,
karakterisert ved at den videre omfatter de trinn at (e) en reduksjon i viskositeten av det viskøse fraktureringsfluid inne i en hydrokarbonbærende sone gjøres lettere; og (f) viskositeten av det viskøse fluid i en vandig sone opprettholdes.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert ved at den videre omfatter de trinn at (g) tap av viskøst fraktureringsfluid inn i sprekkoverflaten reduseres; (h) hvorved volumet av viskøst fluid som er tilgjengelig for frakturering av formasjonen, økes, og sprekkstørrelse pr. volumenhet av viskøst fraktureringsfluid som pumpes inn i borehullet, økes.
8. Fremgangsmåte for frakturering av en undergrunnsformasjon med permeabilitet på mindre enn 10 mD under anvendelse av et viskøst fraktureringsfluid,
karakterisert ved at den omfatter at (a) det tilveiebringes et konsentrat ved grunnens overflate, idet konsentratet omfatter et fortykningsmiddel som omfatter et viskoelastisk overflateaktivt middel i stand til å danne marklignende miceller; (b) det tilveiebringes en vandig fluidkomponent, (c) konsentratet blandes med den vandige fluidkomponent for å danne et viskøst fraktureringsfluid slik at fortykningsmiddelet er i en fortykkende mengde, mens det viskøse fraktureringsfluidet pumpes under grunnens overflate inn i et borehull uten langvarig hydratisering.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: (d) det viskøse fraktureringsfluid pumpes inn i formasjonen ved et trykk som er tilstrekkelig til frakturering av formasjonen, hvor formasjonen fraktureres ved sin sprekkoverflate.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: (e) en reduksjon i viskositeten av det viskøse fraktureringsfluid i en hydrokarbonbærende sone gjøres lettere, og (f) viskositeten av det viskøse fluid i en vandig sone opprettholdes.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/727,877 US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1996-10-09 | Methods and compositions for testing subterranean formations |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO974645D0 NO974645D0 (no) | 1997-10-08 |
NO974645L NO974645L (no) | 1998-04-14 |
NO326817B1 true NO326817B1 (no) | 2009-02-23 |
Family
ID=24924452
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19974645A NO326817B1 (no) | 1996-10-09 | 1997-10-08 | Fremgangsmate for frakturering av undergrunnsformasjoner |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US5964295A (no) |
EP (1) | EP0835983B1 (no) |
AR (1) | AR011245A1 (no) |
CA (1) | CA2217659C (no) |
DE (1) | DE69726815T2 (no) |
DK (1) | DK0835983T3 (no) |
DZ (1) | DZ2325A1 (no) |
NO (1) | NO326817B1 (no) |
Families Citing this family (535)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6806233B2 (en) | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
US6364018B1 (en) | 1996-11-27 | 2002-04-02 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for well treating |
US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
US6772838B2 (en) | 1996-11-27 | 2004-08-10 | Bj Services Company | Lightweight particulate materials and uses therefor |
US20050028979A1 (en) * | 1996-11-27 | 2005-02-10 | Brannon Harold Dean | Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications |
US5981447A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
US6169058B1 (en) | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
GB2332224B (en) * | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
GB2332223B (en) * | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids |
US7060661B2 (en) * | 1997-12-19 | 2006-06-13 | Akzo Nobel N.V. | Acid thickeners and uses thereof |
US6211120B1 (en) * | 1998-02-11 | 2001-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Application of aluminum chlorohydrate in viscosifying brine for carrying proppants in gravel packing |
US6216786B1 (en) * | 1998-06-08 | 2001-04-17 | Atlantic Richfield Company | Method for forming a fracture in a viscous oil, subterranean formation |
US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
US6431280B2 (en) * | 1998-12-21 | 2002-08-13 | Geoffrey Stanley Bayliss | Method for placement of blocking gels or polymers at specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations |
US7021376B2 (en) * | 1998-12-21 | 2006-04-04 | Geoffrey Stanley Bayliss | Method for placement of blocking gels or polymers at multiple specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations |
CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
US6194355B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Use of alkoxylated surfactants and aluminum chlorohydrate to improve brine-based drilling fluids |
US6508307B1 (en) | 1999-07-22 | 2003-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Techniques for hydraulic fracturing combining oriented perforating and low viscosity fluids |
US6248699B1 (en) | 1999-07-29 | 2001-06-19 | Crompton Corporation | Gelling system for hydrocarbon fluids |
US7220709B1 (en) | 1999-08-26 | 2007-05-22 | Bj Services Company | Process of diverting stimulation fluids |
US6509301B1 (en) | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
US6432885B1 (en) | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
US7358215B1 (en) | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
AU7105400A (en) * | 1999-09-07 | 2001-04-10 | Crompton Corporation | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
CA2318703A1 (en) | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
AU5793600A (en) * | 1999-09-22 | 2001-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent |
GB2371823B (en) | 1999-09-24 | 2004-09-01 | Akzo Nobel Nv | A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation |
US6227295B1 (en) * | 1999-10-08 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature hydraulic fracturing fluid |
US6399546B1 (en) * | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
US6875728B2 (en) * | 1999-12-29 | 2005-04-05 | Bj Services Company Canada | Method for fracturing subterranean formations |
US6491099B1 (en) | 2000-02-29 | 2002-12-10 | Bj Services Company | Viscous fluid applicable for treating subterranean formations |
US6767869B2 (en) | 2000-02-29 | 2004-07-27 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
CN1288327C (zh) | 2000-04-05 | 2006-12-06 | 索菲泰克公司 | 用于地层处理的组合物和方法 |
WO2002011874A1 (en) | 2000-08-07 | 2002-02-14 | Sofitech N.V. | Viscoelastic wellbore treatment fluid |
GB2365464B (en) * | 2000-08-07 | 2002-09-18 | Sofitech Nv | Scale dissolver fluid |
CA2315544A1 (en) * | 2000-08-08 | 2002-02-08 | Alan K. Olson | Fracturing method using aqueous or acid based fluids |
CA2318297A1 (en) * | 2000-09-01 | 2002-03-01 | Trican Well Service Ltd. | Fracturing fluid |
WO2002025058A1 (en) | 2000-09-20 | 2002-03-28 | Sofitech N.V. | Method for gravel packing open holes above fracturing pressure |
US6762154B2 (en) * | 2000-09-21 | 2004-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations |
US7052901B2 (en) | 2000-10-31 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids |
US6439309B1 (en) | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
GB2372058B (en) * | 2001-02-13 | 2004-01-28 | Schlumberger Holdings | Viscoelastic compositions |
US8785355B2 (en) * | 2001-02-13 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic compositions |
GB2408506B (en) * | 2003-11-29 | 2007-06-13 | Schlumberger Holdings | Anionic viscoelastic surfactant |
GB2372518B (en) | 2001-02-21 | 2003-04-16 | Schlumberger Holdings | Powder composition |
US6605570B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
US7084095B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
US7326670B2 (en) * | 2001-04-10 | 2008-02-05 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
GB2375121B (en) * | 2001-04-30 | 2003-10-22 | Schlumberger Holdings | Treatment fluids and methods for consolidating substrates without simultaneous substantial loss of permeability |
EP1266875A3 (en) | 2001-06-15 | 2009-10-21 | Kao Corporation | Slurry rheology modifier |
US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
RU2307144C2 (ru) * | 2001-12-03 | 2007-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения |
US20030114315A1 (en) * | 2001-12-12 | 2003-06-19 | Clearwater, Inc. | Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery |
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US6929070B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
FR2833966B1 (fr) * | 2001-12-21 | 2007-02-09 | Rhodia Chimie Sa | Utilisation de polymeres statistiques amphiphiles charges pour epaissir des phases comprenant des micelles geantes de tensioactifs et composition aqueuse les comprenant |
GB2383355A (en) * | 2001-12-22 | 2003-06-25 | Schlumberger Holdings | An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant |
US6810959B1 (en) | 2002-03-22 | 2004-11-02 | Bj Services Company, U.S.A. | Low residue well treatment fluids and methods of use |
AU2003240679A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-12-02 | Sofitech N.V. | Hydraulic fracturing method |
MXPA05000043A (es) * | 2002-07-09 | 2005-04-19 | Schlumberger Technology Bv | Acido de predescarga de auto desviacion para piedra arenisca. |
AU2003260800A1 (en) * | 2002-07-11 | 2004-02-02 | Marc A. Chalmers | Apparatus and method for accelerating hydration of particulate polymer |
US6877560B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services | Methods of preventing the flow-back of particulates deposited in subterranean formations |
US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
US6903054B2 (en) * | 2002-08-30 | 2005-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir treatment fluids |
US7741251B2 (en) | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US7008908B2 (en) | 2002-11-22 | 2006-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Selective stimulation with selective water reduction |
US7402549B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
US7387986B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
US7320952B2 (en) | 2004-01-21 | 2008-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for viscoelastic fluid |
US7345012B2 (en) * | 2004-12-15 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Foamed viscoelastic surfactants |
US7378378B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology enhancers |
US7387987B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology modifiers |
US7638468B2 (en) * | 2003-01-15 | 2009-12-29 | Bj Services Company | Surfactant based viscoelastic fluids |
US20040177965A1 (en) * | 2003-01-28 | 2004-09-16 | Harris Phillip C. | Methods of fracturing subterranean zones to produce maximum productivity |
US7115546B2 (en) * | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
EP2431564B1 (en) * | 2003-02-26 | 2017-05-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for drilling and completing wells |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US6986392B2 (en) * | 2003-03-25 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same |
US7125825B2 (en) * | 2003-04-25 | 2006-10-24 | Tomah Products, Inc. | Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8278250B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US7759292B2 (en) | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US7182136B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US20050003965A1 (en) | 2003-07-01 | 2005-01-06 | Zhijun Xiao | Hydraulic fracturing method |
US7090017B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension |
US7303018B2 (en) | 2003-07-22 | 2007-12-04 | Bj Services Company | Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid |
US7148184B2 (en) * | 2003-07-22 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Self-diverting foamed system |
US6883608B2 (en) * | 2003-08-06 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing method |
US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US7036589B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing stimulation |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
GB2406863A (en) * | 2003-10-09 | 2005-04-13 | Schlumberger Holdings | A well bore treatment fluid for selectively reducing water production |
US6966379B2 (en) * | 2003-10-10 | 2005-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a pH dependent foamed fracturing fluid |
GB2406864A (en) * | 2003-10-11 | 2005-04-13 | Schlumberger Holdings | Viscoelastic fluid with increased thermal stability and reduced salt concentration |
US7081439B2 (en) * | 2003-11-13 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the fluid loss properties of viscoelastic surfactant based fluids |
US6973966B2 (en) * | 2003-11-14 | 2005-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compressible darts and methods for using these darts in subterranean wells |
US7291651B2 (en) * | 2003-12-05 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon dioxide foamed fluids |
US7341107B2 (en) * | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7225869B2 (en) | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7066266B2 (en) * | 2004-04-16 | 2006-06-27 | Key Energy Services | Method of treating oil and gas wells |
US7521400B2 (en) * | 2004-04-16 | 2009-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled oil with surfactant |
US7550413B2 (en) * | 2004-05-13 | 2009-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids |
US7703531B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments |
US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US8196659B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
US8567502B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-10-29 | Baker Hughes Incorporated | Filtration of dangerous or undesirable contaminants |
US9540562B2 (en) | 2004-05-13 | 2017-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Dual-function nano-sized particles |
US8383557B2 (en) | 2004-05-13 | 2013-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer |
US8226830B2 (en) | 2008-04-29 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Wastewater purification with nanoparticle-treated bed |
US9556376B2 (en) * | 2004-05-13 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids |
US8278252B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
US9029299B2 (en) * | 2004-05-13 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles |
US8499832B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Re-use of surfactant-containing fluids |
US7159660B2 (en) * | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
US7879767B2 (en) * | 2004-06-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US20050269099A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-08 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US20050284637A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-29 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US20050269101A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-08 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US7595284B2 (en) * | 2004-06-07 | 2009-09-29 | Crews James B | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US7939472B2 (en) * | 2004-06-07 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US7287592B2 (en) * | 2004-06-11 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
US7244698B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-07-17 | Nalco Company | Viscoelastic surfactant composition having improved rheological properties and method of using for treating subterranean formations |
US7273104B2 (en) * | 2004-07-30 | 2007-09-25 | Key Energy Services, Inc. | Method of pumping an “in-the-formation” diverting agent in a lateral section of an oil and gas well |
US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7244694B2 (en) * | 2004-09-02 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic fluids containing nanotubes for oilfield uses |
US7290615B2 (en) * | 2004-09-17 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid having recyclable viscosity |
CN1313563C (zh) * | 2004-09-23 | 2007-05-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 |
US20060070740A1 (en) * | 2004-10-05 | 2006-04-06 | Surjaatmadja Jim B | System and method for fracturing a hydrocarbon producing formation |
US20060084579A1 (en) * | 2004-10-15 | 2006-04-20 | Berger Paul D | Viscoelastic surfactant mixtures |
US7237608B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Self diverting matrix acid |
US20060086507A1 (en) * | 2004-10-26 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore cleanout tool and method |
US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US7380602B2 (en) * | 2004-11-18 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
US7341980B2 (en) * | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
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 |
US7833949B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
US7494957B2 (en) * | 2005-01-24 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and methods of use thereof |
US8367589B2 (en) * | 2005-01-24 | 2013-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
US20080009423A1 (en) | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US7303019B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods |
US7159659B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods |
EP1863889A1 (en) * | 2005-02-15 | 2007-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods |
US7299874B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
US20060183646A1 (en) * | 2005-02-15 | 2006-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
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 |
US7728044B2 (en) * | 2005-03-16 | 2010-06-01 | Baker Hughes Incorporated | Saponified fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids |
US7696135B2 (en) * | 2005-03-16 | 2010-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Use of oil-soluble surfactants as breaker enhancers for VES-gelled fluids |
US8044106B2 (en) * | 2005-03-16 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids |
US7347266B2 (en) * | 2005-09-15 | 2008-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids |
US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US20070029085A1 (en) * | 2005-08-05 | 2007-02-08 | Panga Mohan K | Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells |
US7261160B2 (en) * | 2005-09-13 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
US20070060482A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
US7967068B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US8921285B2 (en) | 2005-09-15 | 2014-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Particles slurried in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US7615517B2 (en) * | 2005-09-15 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
US7350578B2 (en) * | 2005-11-01 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter plugs for use in well bores and associated methods of use |
US7506686B2 (en) * | 2005-11-01 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter plugs for use in well bores and associated methods of use |
CA2628718C (en) * | 2005-11-07 | 2016-03-08 | Stepan Company | Polycationic viscoelastic compositions |
EP2256175B1 (en) | 2005-11-14 | 2017-01-18 | Stepan Company | Viscoelastic cationic carbohydrate ether compositions |
US7441598B2 (en) | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
US20070125542A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Akzo Nobel N.V. | High temperature gellant in low and high density brines |
US7588085B2 (en) | 2005-12-07 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
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 |
US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
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 |
US20100175877A1 (en) * | 2006-01-24 | 2010-07-15 | Parris Michael D | Method of designing and executing a well treatment |
US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
US7691789B2 (en) * | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
WO2007121056A1 (en) * | 2006-04-11 | 2007-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of glycols and polyols to stabilize viscoelastic surfactant gelled fluids |
US7921046B2 (en) | 2006-06-19 | 2011-04-05 | Exegy Incorporated | High speed processing of financial information using FPGA devices |
US8114820B2 (en) | 2006-06-22 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for controlling fluid loss |
US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
DE102006029752A1 (de) * | 2006-06-28 | 2008-01-10 | Basf Construction Polymers Gmbh | Verwendung von Methacrylat-Derivaten zur Verdickung salzhaltiger Medien |
US20080000637A1 (en) * | 2006-06-29 | 2008-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow-back control for oil and gas wells by controlling fluid entry |
US7798224B2 (en) * | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
US7542543B2 (en) * | 2006-09-15 | 2009-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for well services fluid evaluation using x-rays |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
US8567503B2 (en) * | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
US20080069307A1 (en) * | 2006-09-15 | 2008-03-20 | Rod Shampine | X-Ray Tool For An Oilfield Fluid |
US7639781B2 (en) * | 2006-09-15 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | X-ray tool for an oilfield fluid |
US7635028B2 (en) * | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
US7398829B2 (en) * | 2006-09-18 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures |
US7879770B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids |
US8067342B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids |
US7779915B2 (en) * | 2006-09-18 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures |
US7287590B1 (en) | 2006-09-18 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield fluids |
US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7571766B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
US9157022B2 (en) | 2006-09-29 | 2015-10-13 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers |
US20080161209A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Fluid Loss Control in Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids Using Water Soluble Polymers |
US7712535B2 (en) | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US7661476B2 (en) * | 2006-11-15 | 2010-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gravel packing methods |
CA2611803C (en) * | 2006-11-22 | 2013-03-19 | Bj Services Company | Well treatment fluid containing viscoelastic surfactant and viscosification activator |
US7507693B2 (en) | 2006-12-07 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same |
US7544643B2 (en) * | 2006-12-07 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Viscosity enhancers for viscoelastic surfactant stimulation fluids |
US20080135247A1 (en) * | 2006-12-12 | 2008-06-12 | Hutchins Richard D | Fracturing Fluid Loss Control Agent |
US7935662B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
US7665520B2 (en) * | 2006-12-22 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple bottom plugs for cementing operations |
US7559363B2 (en) * | 2007-01-05 | 2009-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wiper darts for subterranean operations |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US8544565B2 (en) | 2007-01-23 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Lost circulation control fluids for naturally fractured carbonate formations |
US7992640B2 (en) | 2007-01-23 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Organic acid treating fluids with viscoelastic surfactants and internal breakers |
US7942215B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids for oil and gas reservoirs with high carbonate contents |
US7699106B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-04-20 | Bj Services Company | Method for reducing fluid loss during hydraulic fracturing or sand control treatment |
US20080194432A1 (en) * | 2007-02-14 | 2008-08-14 | Jurgen Heidlas | Method for breaking the viscosity of polymer-thickened aqueous systems for mineral oil and natural gas exploration |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
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 |
GB2446801B (en) * | 2007-02-23 | 2011-06-29 | Schlumberger Holdings | Wellbore treatment fluid |
US8056630B2 (en) * | 2007-03-21 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations |
US8616284B2 (en) | 2007-03-21 | 2013-12-31 | Baker Hughes Incorporated | Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture |
US7875575B2 (en) * | 2007-04-09 | 2011-01-25 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for water and gas shut-off in subterranean wells with VES fluids |
US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
US20080236832A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Diankui Fu | Method for Treating Subterranean Formation |
US20080271888A1 (en) * | 2007-04-09 | 2008-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Methods of Using Viscoelastic Surfactant Gelled Fluids to Pre-Saturate Underground Formations |
US7992653B2 (en) | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
US8439115B2 (en) | 2007-04-20 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of chemical diversion of scale inhibitors |
US8158562B2 (en) | 2007-04-27 | 2012-04-17 | Clearwater International, Llc | Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same |
DE102007020778A1 (de) * | 2007-05-03 | 2008-11-06 | Giesecke & Devrient Gmbh | Vorrichtung zur Handhabung von Wertdokumenten |
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 |
US7527103B2 (en) * | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
US9145510B2 (en) | 2007-05-30 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids |
US20080300153A1 (en) * | 2007-05-30 | 2008-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Use of Nano-Sized Clay Minerals in Viscoelastic Surfactant Fluids |
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 |
US20120111563A1 (en) | 2010-11-08 | 2012-05-10 | Carlos Abad | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US7784541B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8496056B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US20120305254A1 (en) | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Methods to improve stability of high solid content fluid |
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 |
US8347959B2 (en) * | 2007-09-04 | 2013-01-08 | Terratek, Inc. | Method and system for increasing production of a reservoir |
US8646526B2 (en) * | 2007-09-04 | 2014-02-11 | Terratek, Inc. | Method and system for increasing production of a reservoir using lateral wells |
US8020617B2 (en) | 2007-09-11 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment to inhibit fines migration |
US20090078410A1 (en) * | 2007-09-21 | 2009-03-26 | David Krenek | Aggregate Delivery Unit |
US8361936B2 (en) * | 2007-09-28 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method |
US9458370B2 (en) * | 2007-10-03 | 2016-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods for pre-emptively controlling undesirable water production from an oil or gas well |
US7789160B2 (en) * | 2007-10-31 | 2010-09-07 | Rhodia Inc. | Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
CN101842552B (zh) * | 2007-10-31 | 2014-06-04 | 罗迪亚公司 | 向水溶性聚合物中添加两性离子表面活性剂来提高聚合物在含盐和/或表面活性剂的水溶液中的稳定性 |
US7989404B2 (en) | 2008-02-11 | 2011-08-02 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
CA2716186C (en) * | 2008-02-27 | 2014-09-16 | Schlumberger Canada Limited | Slip-layer fluid placement |
US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
FR2930260B1 (fr) * | 2008-04-22 | 2010-04-23 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a stabilite amelioree |
US8895483B2 (en) * | 2008-05-05 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Disproportionate permeability reduction using a viscoelastic surfactant |
US7906464B2 (en) * | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US8053397B2 (en) * | 2008-05-19 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Using nanoparticles for water flow control in subterranean formations |
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 |
US8322419B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids |
US20100326658A1 (en) | 2009-06-25 | 2010-12-30 | Arthur Milne | Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids |
US9086507B2 (en) * | 2008-08-18 | 2015-07-21 | Westerngeco L.L.C. | Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
US8938363B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-01-20 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
US7967069B2 (en) * | 2008-10-22 | 2011-06-28 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
US8316939B2 (en) * | 2008-08-20 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids |
US8658574B2 (en) * | 2008-08-29 | 2014-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well |
US8162048B2 (en) * | 2008-09-09 | 2012-04-24 | Tetra Technologies, Inc. | Method of delivering frac fluid and additives |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of 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 |
US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
US8322420B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Toe-to-heel gravel packing methods |
US9127543B2 (en) | 2008-10-22 | 2015-09-08 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
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 |
US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
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 |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8413719B2 (en) | 2009-03-11 | 2013-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Relative permeability modification |
US20100243242A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Boney Curtis L | Method for completing tight oil and gas reservoirs |
US9328285B2 (en) | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
US9139759B2 (en) * | 2009-04-02 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive |
US9315712B2 (en) * | 2009-04-07 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactants and methods of making and using same |
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 |
US9121674B2 (en) | 2009-05-13 | 2015-09-01 | Milmark Technologies, Inc. | Armor |
US9034804B2 (en) * | 2009-06-05 | 2015-05-19 | Kroff Chemical Company | Fluid treatment systems, compositions and methods for metal ion stabilization in aqueous solutions and/or enhanced fluid performance |
US20100323932A1 (en) | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Oscar Bustos | Methods for treating a well or the like |
US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US20110017457A1 (en) * | 2009-07-21 | 2011-01-27 | Samuel Mathew M | Environmental compositions and methods for well treatment |
US20110021386A1 (en) | 2009-07-27 | 2011-01-27 | Ali Syed A | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition |
US8567499B2 (en) * | 2009-08-04 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids and their associated methods of use |
US8186433B2 (en) * | 2009-08-07 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Methods of gravel packing long interval wells |
US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
US9103200B2 (en) | 2009-08-26 | 2015-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Rate induced diversion for multi-stage stimulation |
US7923415B2 (en) * | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US20110198089A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-08-18 | Panga Mohan K R | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US8240379B2 (en) | 2009-10-28 | 2012-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-activated viscoelastic surfactant fluid and method |
CN101693830B (zh) * | 2009-10-28 | 2013-04-24 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | 压裂用低成本水基清洁压裂液及破胶液 |
US20110105369A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids containing a viscoelastic surfactant and a cross-linking agent comprising a water-soluble transition metal complex |
US8653011B2 (en) | 2009-11-12 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled hydrocarbon system and method with dual-function viscosifier/breaker additive |
US8196662B2 (en) * | 2009-11-17 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Surfactant based viscoelastic fluids and methods of using the same |
FR2955607A1 (fr) * | 2010-01-27 | 2011-07-29 | Geoservices Equipements | Ensemble de mesure en ligne des proprietes rheologiques d'un fluide de forage et procede de mesure associe. |
US20110186293A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Gurmen M Nihat | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications |
WO2011100665A2 (en) | 2010-02-12 | 2011-08-18 | Rhodia Operations | Rheology modifier compositions and methods of use |
US20110237470A1 (en) * | 2010-03-29 | 2011-09-29 | Leiming Li | Method to decrease viscosity of gelled oil |
US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
US8517100B2 (en) | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
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 |
US9022112B2 (en) | 2010-05-20 | 2015-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Chelant based system and polylactide resin for acid diversion |
US8772206B2 (en) | 2010-05-21 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluids made of halogenisocyanuric acid and its salts for operations in a well |
US8365827B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method to reduce tortuosity |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8905056B2 (en) * | 2010-09-15 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for routing pressurized fluid |
US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation 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 |
US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
US20130319667A1 (en) | 2010-10-20 | 2013-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable latex and method |
FR2967361A1 (fr) | 2010-11-16 | 2012-05-18 | Rhodia Operations | Dispersions huileuses de composes solides contenant des esters de phosphate |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US20120138294A1 (en) | 2010-11-30 | 2012-06-07 | Sullivan Philip F | Interpolymer crosslinked gel and method of using |
US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
US9051509B2 (en) | 2011-03-31 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use |
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 |
EP3444432B1 (en) | 2011-04-07 | 2024-05-01 | Typhon Technology Solutions, LLC | Electrically powered system for use in fracturing underground formations |
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 |
US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
RU2451169C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
US10808497B2 (en) | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
US8905133B2 (en) | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US9376901B2 (en) | 2011-09-20 | 2016-06-28 | John Pantano | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation |
US10538381B2 (en) | 2011-09-23 | 2020-01-21 | Sandbox Logistics, Llc | Systems and methods for bulk material storage and/or transport |
US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
US9169431B2 (en) | 2011-10-10 | 2015-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Method to complex metals in aqueous treating fluids for VES-gelled fluids |
US9267070B2 (en) | 2011-11-18 | 2016-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Mono- and polyenoic acid and metal particle mixtures for breaking VES-gelled fluids |
CA2797554C (en) | 2011-11-30 | 2018-12-11 | Energy Heating Llc | Mobile water heating apparatus |
US8622251B2 (en) | 2011-12-21 | 2014-01-07 | John OREN | System of delivering and storing proppant for use at a well site and container for such proppant |
US9718610B2 (en) | 2012-07-23 | 2017-08-01 | Oren Technologies, Llc | Proppant discharge system having a container and the process for providing proppant to a well site |
USD703582S1 (en) | 2013-05-17 | 2014-04-29 | Joshua Oren | Train car for proppant containers |
US10464741B2 (en) | 2012-07-23 | 2019-11-05 | Oren Technologies, Llc | Proppant discharge system and a container for use in such a proppant discharge system |
US8827118B2 (en) | 2011-12-21 | 2014-09-09 | Oren Technologies, Llc | Proppant storage vessel and assembly thereof |
US9809381B2 (en) | 2012-07-23 | 2017-11-07 | Oren Technologies, Llc | Apparatus for the transport and storage of proppant |
US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
RU2494136C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов |
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 |
US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
WO2013163401A2 (en) | 2012-04-26 | 2013-10-31 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Delivery system for fracture applications |
CA2876589A1 (en) | 2012-06-21 | 2013-12-27 | M-I L.L.C. | Viscoelastic surfactants in mixed brines |
US9421899B2 (en) | 2014-02-07 | 2016-08-23 | Oren Technologies, Llc | Trailer-mounted proppant delivery system |
US20190135535A9 (en) | 2012-07-23 | 2019-05-09 | Oren Technologies, Llc | Cradle for proppant container having tapered box guides |
US9340353B2 (en) | 2012-09-27 | 2016-05-17 | Oren Technologies, Llc | Methods and systems to transfer proppant for fracking with reduced risk of production and release of silica dust at a well site |
RU2527419C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ освоения нефтяных и газовых скважин |
US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
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 |
CN102851019B (zh) * | 2012-10-15 | 2015-10-28 | 成都理工大学 | 一种阳离子型粘弹性表面活性剂压裂液的制备方法 |
USRE45713E1 (en) | 2012-11-02 | 2015-10-06 | Oren Technologies, Llc | Proppant vessel base |
USD688349S1 (en) | 2012-11-02 | 2013-08-20 | John OREN | Proppant vessel base |
USD688351S1 (en) | 2012-11-02 | 2013-08-20 | John OREN | Proppant vessel |
USD688350S1 (en) | 2012-11-02 | 2013-08-20 | John OREN | Proppant vessel |
USD688772S1 (en) | 2012-11-02 | 2013-08-27 | John OREN | Proppant vessel |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US9133700B2 (en) | 2012-11-30 | 2015-09-15 | General Electric Company | CO2 fracturing system and method of use |
CN103865511B (zh) | 2012-12-11 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 粘弹性表面活性剂压裂液及其制备方法与应用 |
CA2889606C (en) | 2013-01-14 | 2019-01-22 | Basf Se | Method of fracturing subterranean formations |
US9098889B2 (en) * | 2013-01-29 | 2015-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method for quantitative prediction of matrix acidizing treatment outcomes |
CN103173202A (zh) * | 2013-03-04 | 2013-06-26 | 刘善祥 | 一种高分子表面活性剂压裂液 |
US9228123B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-01-05 | Ecolab Usa Inc. | Temperature sensitive viscoelastic well-treatment fluids |
US9790775B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
US9670399B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
US9605525B2 (en) | 2013-03-26 | 2017-03-28 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Line manifold for concurrent fracture operations |
US9446801B1 (en) | 2013-04-01 | 2016-09-20 | Oren Technologies, Llc | Trailer assembly for transport of containers of proppant material |
USD688597S1 (en) | 2013-04-05 | 2013-08-27 | Joshua Oren | Trailer for proppant containers |
KR101531362B1 (ko) * | 2013-04-05 | 2015-06-24 | 삼성중공업 주식회사 | 해양구조물 |
USD694670S1 (en) | 2013-05-17 | 2013-12-03 | Joshua Oren | Trailer for proppant containers |
US9452394B2 (en) | 2013-06-06 | 2016-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Viscous fluid dilution system and method thereof |
US9447313B2 (en) | 2013-06-06 | 2016-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Hydration system for hydrating an additive and method |
WO2015001498A1 (en) | 2013-07-03 | 2015-01-08 | Clearwater International, Llc | Visco elastic surfactant crosslinked with divalent ions |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
WO2015030721A1 (en) * | 2013-08-27 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid diversion treatments in injection wells using permeability modifiers |
US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
CN103769307B (zh) * | 2013-10-28 | 2017-03-22 | 东北大学 | 水溶性阳离子捕收剂及其制备方法及用途 |
US9670397B2 (en) | 2014-02-21 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Amido-functionalized gemini surfactant for fluid control in subterranean formations |
US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
US10351756B2 (en) | 2014-04-22 | 2019-07-16 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Water shut-off method for porous formations |
US9951593B2 (en) * | 2014-04-22 | 2018-04-24 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Use of organoclay as emulsifier in polymeric gels for water permeability reduction |
US10100626B2 (en) | 2014-05-19 | 2018-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stimulation of brittle rock using a rapid pressure drop |
US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
US11873160B1 (en) | 2014-07-24 | 2024-01-16 | Sandbox Enterprises, Llc | Systems and methods for remotely controlling proppant discharge system |
US10213755B2 (en) | 2014-08-15 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite mixer sensing assembly and method of using same |
US9670752B2 (en) | 2014-09-15 | 2017-06-06 | Oren Technologies, Llc | System and method for delivering proppant to a blender |
US9676554B2 (en) | 2014-09-15 | 2017-06-13 | Oren Technologies, Llc | System and method for delivering proppant to a blender |
RU2679202C2 (ru) | 2014-11-14 | 2019-02-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки скважины |
US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
US9885797B2 (en) * | 2014-11-21 | 2018-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring matrix acidizing operations |
CN106147733B (zh) * | 2015-04-02 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种堵水组合物及其制备方法和应用 |
US10030471B2 (en) | 2015-07-02 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
CN105089603B (zh) * | 2015-07-13 | 2016-12-28 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
US20190177603A1 (en) | 2015-08-21 | 2019-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Environmentally acceptable surfactant in aqueous-based stimulation fluids |
RU2601887C1 (ru) * | 2015-11-23 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
MX2018008283A (es) | 2016-01-06 | 2019-05-13 | Oren Tech Llc | Transportador con sistema integrado de recoleccion de polvo. |
RU2620685C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
US10494564B2 (en) | 2017-01-17 | 2019-12-03 | PfP INDUSTRIES, LLC | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same |
US11028315B2 (en) * | 2016-04-08 | 2021-06-08 | Rhodia Operations | Zwitterionic surfactants suitable for enhanced oil recovery |
US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US10518828B2 (en) | 2016-06-03 | 2019-12-31 | Oren Technologies, Llc | Trailer assembly for transport of containers of proppant material |
WO2018086984A1 (en) | 2016-11-10 | 2018-05-17 | Basf Corporation | Process for increasing the production of hydrocarbons from hydrocarbon bearing reservoirs |
RU2638668C1 (ru) * | 2016-11-23 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора |
EP3330341A1 (en) | 2016-12-01 | 2018-06-06 | Basf Se | Method of fracturing subterranean formations |
CN106905947A (zh) * | 2017-02-08 | 2017-06-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种驱油压裂液及其制备方法与应用 |
RU2642738C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах |
CN110799620B (zh) | 2017-04-07 | 2022-05-03 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于受控地输送酸的组合物和方法 |
CN107165612B (zh) * | 2017-05-17 | 2019-09-03 | 成都百联油田技术服务有限公司 | 一种用于油气井的解堵方法 |
CN107142099B (zh) * | 2017-05-19 | 2020-09-15 | 中国石油大学(华东) | 一种可循环利用的co2响应型清洁压裂液 |
US11624326B2 (en) | 2017-05-21 | 2023-04-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
CA3060354A1 (en) | 2017-06-23 | 2018-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlling strong acid systems |
US10870791B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-12-22 | PfP Industries LLC | Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water |
WO2019034472A1 (de) | 2017-08-17 | 2019-02-21 | Basf Se | Verfahren zum transport und lagern von fasern |
WO2019034476A1 (de) | 2017-08-17 | 2019-02-21 | Basf Se | Verfahren zur herstellung von flüssigen formulierungen enthaltend fasern |
US20190055828A1 (en) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing y-grade ngl fracturing fluids |
RU2685605C1 (ru) * | 2018-04-23 | 2019-04-22 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта неоднородных карбонатных коллекторов |
CN108913118B (zh) * | 2018-06-15 | 2021-07-13 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法 |
CA3109202A1 (en) * | 2018-08-10 | 2020-02-13 | Matthew Oehler | Proppant dispensing system |
EP3864109A1 (en) | 2018-10-10 | 2021-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures |
US11236609B2 (en) | 2018-11-23 | 2022-02-01 | PfP Industries LLC | Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing |
WO2020146884A1 (en) | 2019-01-11 | 2020-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions for mitigating water production |
EP3911713A4 (en) * | 2019-01-16 | 2022-10-05 | Hunting Titan, Inc. | ACIDIFICATION OPERATION AND INTEGRATED COAXIAL PERFORATION |
US11560845B2 (en) | 2019-05-15 | 2023-01-24 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
RU2728401C1 (ru) * | 2019-06-14 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
US11319478B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
US11002189B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
CA3092865C (en) | 2019-09-13 | 2023-07-04 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
US11015594B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and method for use of single mass flywheel alongside torsional vibration damper assembly for single acting reciprocating pump |
US11015536B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
US10895202B1 (en) | 2019-09-13 | 2021-01-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Direct drive unit removal system and associated methods |
US11604113B2 (en) | 2019-09-13 | 2023-03-14 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
CA3197583A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
US10989180B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-04-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
US10815764B1 (en) | 2019-09-13 | 2020-10-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for operating a fleet of pumps |
CA3092829C (en) | 2019-09-13 | 2023-08-15 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
RU2720715C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта |
WO2021125998A1 (en) | 2019-12-19 | 2021-06-24 | Schlumberger Canada Limited | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region |
WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
CN110951475A (zh) * | 2019-12-31 | 2020-04-03 | 西南石油大学 | 耐超高温低粘度低腐蚀乳化剂、乳化酸体系及其制备方法 |
CA3161922A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Edward Asirvatham | Surfactants for oil and gas production |
US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
KR20220161348A (ko) | 2020-03-11 | 2022-12-06 | 어드밴식스 레진즈 앤드 케미컬즈 엘엘씨 | 오일 및 가스 생산을 위한 계면활성제 |
BR102020006183A2 (pt) * | 2020-03-26 | 2021-09-28 | Universidade Estadual De Campinas - Unicamp | Composição de fluido ácido divergente para estimulação de reservatório por acidificação matricial |
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 |
US11708829B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-07-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Cover for fluid systems and related methods |
US10968837B1 (en) | 2020-05-14 | 2021-04-06 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods utilizing turbine compressor discharge for hydrostatic manifold purge |
US11428165B2 (en) | 2020-05-15 | 2022-08-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Onboard heater of auxiliary systems using exhaust gases and associated methods |
US11208880B2 (en) | 2020-05-28 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Bi-fuel reciprocating engine to power direct drive turbine fracturing pumps onboard auxiliary systems and related methods |
US11208953B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
US11109508B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-08-31 | Bj Energy Solutions, Llc | Enclosure assembly for enhanced cooling of direct drive unit and related methods |
US10961908B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-03-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
US11111768B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-09-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Drive equipment and methods for mobile fracturing transportation platforms |
US11066915B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-07-20 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods for detection and mitigation of well screen out |
US11022526B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-06-01 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for monitoring a condition of a fracturing component section of a hydraulic fracturing unit |
US10954770B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-03-23 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for exchanging fracturing components of a hydraulic fracturing unit |
US11933153B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate hydraulic fracturing units using automatic flow rate and/or pressure control |
US11125066B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-09-21 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate a dual-shaft gas turbine engine for hydraulic fracturing |
US11939853B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-26 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods providing a configurable staged rate increase function to operate hydraulic fracturing units |
US11028677B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-06-08 | Bj Energy Solutions, Llc | Stage profiles for operations of hydraulic systems and associated methods |
US11466680B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods of utilization of a hydraulic fracturing unit profile to operate hydraulic fracturing units |
US11473413B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-18 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to autonomously operate hydraulic fracturing units |
US11220895B1 (en) | 2020-06-24 | 2022-01-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Automated diagnostics of electronic instrumentation in a system for fracturing a well and associated methods |
US11149533B1 (en) | 2020-06-24 | 2021-10-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems to monitor, detect, and/or intervene relative to cavitation and pulsation events during a hydraulic fracturing operation |
MX2023000568A (es) | 2020-07-13 | 2023-02-13 | Advansix Resins & Chemicals Llc | Tensioactivos de aminoacidos ramificados para la produccion de gas y petroleo. |
US11193361B1 (en) | 2020-07-17 | 2021-12-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods, systems, and devices to enhance fracturing fluid delivery to subsurface formations during high-pressure fracturing operations |
US11851613B2 (en) | 2020-08-06 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives |
US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
US11566157B2 (en) | 2021-02-16 | 2023-01-31 | Saudi Arabian Oil Company | Water-based drilling fluid compositions and methods for drilling subterranean wells |
US11608467B2 (en) * | 2021-02-16 | 2023-03-21 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulic fracturing fluids with an aqueous base fluid and clay stabilizer and methods for hydraulic fracturing using the same |
US11492536B2 (en) | 2021-02-16 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Cement slurries and methods for cementing a casing in a wellbore |
EP4320192A1 (en) * | 2021-04-06 | 2024-02-14 | Lignosol IP Limited | Lignin-based fracturing fluids and related methods |
US11535787B2 (en) | 2021-05-12 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Spacer fluids and methods for cementing a casing in a wellbore |
US11639654B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-05-02 | Bj Energy Solutions, Llc | Hydraulic fracturing pumps to enhance flow of fracturing fluid into wellheads and related methods |
US11685855B2 (en) | 2021-10-25 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company and King Fahd University of Petroleum & Minerals | Treatment of subterranean formations |
CN115011326A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-09-06 | 山东欣广化学有限公司 | 油田用清洁压裂液及其制备方法 |
US20240026207A1 (en) * | 2022-07-22 | 2024-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Foamed gel system for water shut off in subterranean zones |
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 (44)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3292698A (en) | 1964-06-26 | 1966-12-20 | Mobil Oil Corp | Treating permeable formations with aqueous positive nonsimple flooding liquids |
US3760881A (en) * | 1971-05-24 | 1973-09-25 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells with fluids containing complexes |
CA997547A (en) * | 1972-01-03 | 1976-09-28 | Marathon Oil Company | Temperature-inverted fracturing fluid |
US3928215A (en) | 1973-06-29 | 1975-12-23 | Marathon Oil Co | High fluidity cutting oils which exhibit retro-viscous properties |
US3954629A (en) * | 1974-06-03 | 1976-05-04 | Union Oil Company Of California | Polymeric diverting agent |
US4113631A (en) | 1976-08-10 | 1978-09-12 | The Dow Chemical Company | Foaming and silt suspending agent |
US4061580A (en) * | 1976-09-08 | 1977-12-06 | The Lubrizol Corporation | Thickened aqueous compositions for well treatment |
US4148736A (en) * | 1976-09-30 | 1979-04-10 | Phillips Petroleum Company | Oil recovery process using viscosified surfactant solutions |
CA1109356A (en) | 1978-01-23 | 1981-09-22 | Lewis R. Norman | Gelled aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
US4192753A (en) * | 1978-03-07 | 1980-03-11 | Union Oil Company Of California | Well completion and workover fluid having low fluid loss |
US4532052A (en) * | 1978-09-28 | 1985-07-30 | Halliburton Company | Polymeric well treating method |
US4418755A (en) * | 1979-02-14 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Methods of inhibiting the flow of water in subterranean formations |
US4725372A (en) * | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
US4432881A (en) | 1981-02-06 | 1984-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-dispersible hydrophobic thickening agent |
US4615825A (en) * | 1981-10-30 | 1986-10-07 | The Dow Chemical Company | Friction reduction using a viscoelastic surfactant |
US4695389A (en) * | 1984-03-16 | 1987-09-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
US4591447A (en) * | 1984-03-16 | 1986-05-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
US4735731A (en) * | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
US4806256A (en) | 1984-06-18 | 1989-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-based hydraulic fluids |
US4615389A (en) * | 1984-10-25 | 1986-10-07 | Shell Oil Company | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells |
US5258137A (en) * | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
WO1994009852A1 (en) * | 1992-03-09 | 1994-05-11 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
US4790958A (en) * | 1986-02-21 | 1988-12-13 | The Dow Chemical Company | Chemical method of ferric ion removal from acid solutions |
US5093448A (en) * | 1987-12-21 | 1992-03-03 | Exxon Research And Engineering Company | Polymerizable cationic visco-elastic monomer fluids |
US5036136A (en) * | 1987-12-21 | 1991-07-30 | Exxon Research And Engineering Company | Mixtures of colloidal rod-like viscoelastic fluids and anionic-alkyl containing copolymers |
US4975482A (en) * | 1989-08-18 | 1990-12-04 | Exxon Research & Engineering Company | Viscoelastic fluids formed through the interaction of polymerizable vesicles and alkyl-containing polymers (C-2381) |
SU1724859A1 (ru) * | 1989-10-27 | 1992-04-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений |
SU1735574A1 (ru) * | 1990-08-13 | 1992-05-23 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений |
US5101903A (en) * | 1990-09-04 | 1992-04-07 | Akzo Nv | Method for modifying the permeability of an underground formation |
US5203411A (en) * | 1992-03-11 | 1993-04-20 | The Dow Chemical Company | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants |
US5310002A (en) * | 1992-04-17 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Gas well treatment compositions and methods |
US5566760A (en) * | 1994-09-02 | 1996-10-22 | Halliburton Company | Method of using a foamed fracturing fluid |
US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
GB9506806D0 (en) | 1995-04-01 | 1995-05-24 | Univ Leeds | Improvements relating to polymers |
US6013505A (en) * | 1996-10-08 | 2000-01-11 | Smithkline Beecham Corporation | Topoisomerase I |
US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
US6035936A (en) | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
US5979555A (en) | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
GB2332223B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids |
GB2332224B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
-
1996
- 1996-10-09 US US08/727,877 patent/US5964295A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-05-29 US US08/865,137 patent/US5979557A/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-09-29 EP EP97402258A patent/EP0835983B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-09-29 DE DE69726815T patent/DE69726815T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-09-29 DK DK97402258T patent/DK0835983T3/da active
- 1997-10-07 CA CA002217659A patent/CA2217659C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-07 AR ARP970104636A patent/AR011245A1/es unknown
- 1997-10-08 NO NO19974645A patent/NO326817B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-10-08 DZ DZ970175A patent/DZ2325A1/xx active
-
1998
- 1998-10-05 US US09/166,658 patent/US6306800B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-12-23 US US09/219,948 patent/US6412561B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2217659C (en) | 2001-05-29 |
US6306800B1 (en) | 2001-10-23 |
EP0835983A3 (en) | 1999-03-24 |
US5964295A (en) | 1999-10-12 |
DE69726815D1 (de) | 2004-01-29 |
DK0835983T3 (da) | 2004-04-19 |
NO974645L (no) | 1998-04-14 |
NO974645D0 (no) | 1997-10-08 |
EP0835983B1 (en) | 2003-12-17 |
EP0835983A2 (en) | 1998-04-15 |
US6412561B1 (en) | 2002-07-02 |
DE69726815T2 (de) | 2004-12-02 |
US5979557A (en) | 1999-11-09 |
CA2217659A1 (en) | 1998-04-09 |
AR011245A1 (es) | 2000-08-16 |
DZ2325A1 (fr) | 2004-05-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO326817B1 (no) | Fremgangsmate for frakturering av undergrunnsformasjoner | |
US6637517B2 (en) | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations | |
CA2671204C (en) | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
US7803744B2 (en) | Carbon dioxide foamed fluids | |
US3977472A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
US8387699B2 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
Samuel et al. | Polymer-free fluid for hydraulic fracturing | |
RU2417243C2 (ru) | Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ | |
CA2561920C (en) | Gelled oil with surfactant | |
US20100132949A1 (en) | Process and process line for the preparation of hydraulic fracturing fluid | |
US9234126B2 (en) | Dual retarded acid system for well stimulation | |
US20100044048A1 (en) | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
WO1999024693A1 (en) | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations | |
US20080051301A1 (en) | Surfactants not Toxic to Bacteria | |
EP2970744B1 (en) | Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids | |
AU2017401563B2 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
US9796900B2 (en) | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid | |
WO2017155524A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
US3734189A (en) | Hydraulic fracturing process using a temperature-inverted fracturing fluid | |
CA2860028C (en) | Method of fracturing using ultra lightweight proppant suspensions and gaseous streams | |
CA2469988C (en) | Carbon dioxide foamed fluids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |