NO329255B1 - Fremgangsmate for behandling av underjordiske formasjoner ved anvendelse av tverrbindende sammensetninger - Google Patents
Fremgangsmate for behandling av underjordiske formasjoner ved anvendelse av tverrbindende sammensetninger Download PDFInfo
- Publication number
- NO329255B1 NO329255B1 NO19992656A NO992656A NO329255B1 NO 329255 B1 NO329255 B1 NO 329255B1 NO 19992656 A NO19992656 A NO 19992656A NO 992656 A NO992656 A NO 992656A NO 329255 B1 NO329255 B1 NO 329255B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- approx
- borate
- cross
- linking
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 76
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 title claims description 73
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 87
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 72
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 25
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 19
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 claims description 18
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims description 18
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 16
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 14
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 14
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 9
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HCWYXKWQOMTBKY-UHFFFAOYSA-N calcium;dodecyl benzenesulfonate Chemical compound [Ca].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 HCWYXKWQOMTBKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 6
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 11
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 9
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 229910021539 ulexite Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000005885 boration reaction Methods 0.000 description 6
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical group [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229910021540 colemanite Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- OOCMUZJPDXYRFD-UHFFFAOYSA-L calcium;2-dodecylbenzenesulfonate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O OOCMUZJPDXYRFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 2
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonic acid Chemical class CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000416162 Astragalus gummifer Species 0.000 description 1
- 235000014698 Brassica juncea var multisecta Nutrition 0.000 description 1
- 235000006008 Brassica napus var napus Nutrition 0.000 description 1
- 240000000385 Brassica napus var. napus Species 0.000 description 1
- 235000006618 Brassica rapa subsp oleifera Nutrition 0.000 description 1
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 description 1
- 235000017399 Caesalpinia tinctoria Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000230012 Gleditsia triacanthos Species 0.000 description 1
- 235000013813 Gleditsia triacanthos Nutrition 0.000 description 1
- 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 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 240000001058 Sterculia urens Species 0.000 description 1
- 235000015125 Sterculia urens Nutrition 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 240000004584 Tamarindus indica Species 0.000 description 1
- 235000004298 Tamarindus indica Nutrition 0.000 description 1
- 241000388430 Tara Species 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Polymers 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PQMKYFCFSA-N alpha-D-mannose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PQMKYFCFSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 1
- 235000010338 boric acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000007884 disintegrant Substances 0.000 description 1
- RDMZIKMKSGCBKK-UHFFFAOYSA-N disodium;(9,11-dioxido-5-oxoboranyloxy-2,4,6,8,10,12,13-heptaoxa-1,3,5,7,9,11-hexaborabicyclo[5.5.1]tridecan-3-yl)oxy-oxoborane;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B(OB=O)OB(OB=O)OB2OB([O-])OB([O-])OB1O2 RDMZIKMKSGCBKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229940060296 dodecylbenzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008169 grapeseed oil Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000012051 hydrophobic carrier Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- XGZVUEUWXADBQD-UHFFFAOYSA-L lithium carbonate Chemical compound [Li+].[Li+].[O-]C([O-])=O XGZVUEUWXADBQD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052808 lithium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HQRPHMAXFVUBJX-UHFFFAOYSA-M lithium;hydrogen carbonate Chemical class [Li+].OC([O-])=O HQRPHMAXFVUBJX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000010688 mineral lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- LEZAYTDLNNEFJT-UHFFFAOYSA-N tetracosasodium octaborate tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] LEZAYTDLNNEFJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000196 tragacanth Substances 0.000 description 1
- 235000010487 tragacanth Nutrition 0.000 description 1
- 229940116362 tragacanth Drugs 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- Y10S507/901—Organically modified inorganic solid
-
- 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
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- 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
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte for å behandle underjordiske borehull ved anvendelse av forbedrede borattverrbindende sammensetninger, samt tverrbindende, vandige borehullbehandlingsfluider.
Høyviskøse, vandige, tverrbindende geler blir anvendt i en rekke operasjoner og behandlinger utført i olje- og gassborehull. Slike operasjoner og behandlinger omfatter, men er ikke begrenset til, brønnkompletteirngsoperasjoner, filtreringstapkontroll-behandlinger, produksjonsstimulerende behandlinger, formasjonspermeabilitets-konformitetsoperasjoner og behandlinger for å redusere vannproduksjonen.
Et eksempel på en produksjonsstimulerende behandling som anvender en høyviskøs, tverrbindende, fortykket fluid er hydraulisk frakturering. Ved hydrauliske frakturerings-behandlinger blir det høyviskøse fluidet anvendt som et fralcturermgsfLuid og inneholder også partikkelformede proppemidler, f.eks. sand, inn i de dannede sprekkene. Dvs. at fraktureringsfluidet pumpes gjennom borehullet til en formasjon som skal stimuleres med en hastighet og et trykk slik at det dannes sprekker og utvidet i formasjonen. Proppemidlet suspenderes i fraktureringsfluidet slik at det utfelles i sprekkene når gelen nedbrytes og føres tilbake til overflaten. Proppemidlet fungerer for å forhindre de dannede sprekker å lukke seg hvorved det dannes kanaler som produserte fluider kan strømme gjennom til borehullet.
Borationer har lenge vært anvendt som et tverrbindende middel for å fremstille høyviskøse, tverrbindende, fortykkede vandige borehuUbehandlmgsfLuider.
EP 0 347 975 beskriver et forsinket tverrbindingssystem for fraktureringsfluider, omfattende en vandig syrlig løsning av galactomannangummi, en boratfrigjørende forbindelse og en aktivatorslurry omfattende en vannløselig base og en ikke-ionisk surfaktant i en hydrofob bærer.
Det er blitt anvendt forskjellige boratkilder og omfatter borsyre, boraks, natriumtetra-borat, lite vannLøselige borater slik som uleksitt, og andre navnebeskyttede sammensetninger som omfatter borsyre og dimerer og trimerer av borationer. Disse faste materialene som danner eller inneholder borationer har varierende løseligheter i vann og kan forårsake driftsproblemer når de anvendes som tverrbindende midler ved fremstillingen av høyviskøse, tverrbindende, fortykkede, vandige borehullbehandlingsfluider. Når f.eks. værforholdene er fuktige eller våte, har de faste stoffene en tendens til å klumpe seg hvorved de er vanskelig å dosere ned i en fortykket løsning. Selv om de faste materialene er løselige i vann, er det vanligvis vanskelig å fremstille en høykonsentrert løsning av materialene. Når det fremstilles og anvendes høykonsentrerte løsninger, har man vanligvis behov for store volumer. I kaldt vær krystalliserer de høykonsentrerte løsningene også og gjør pumping og dosering vanskelig.
US 4,619,776 beskriver tverrbundne fraktureringsfluider med svakt løselig borat.
Et annet problem vedrørende fremstillingen av et høyviskositets, boration, tverrbindende, fortykket, vandig behandlingsfluid har vært nødvendigheten av å opprettholde pH av fluidet på et høyt nivå ved tilsetningen av en basisk løsning. Dvs. at pH av fluidet regulerer likevekten mellom borsyre og boration, idet borationet er den borgruppen som bevirker at fortykkede vandige fluider tverrbinder. Når temperaturen av fluidet øker, reduseres pH av fluidet. De inntil nå anvendte borattverrbindende borehullbehandlings-fluidene har vært vanskelige å fremstille som en følge av temperatur og/eller pH-forandringer. Ved å forhøye pH av det fortykkede fluidet blir boratkonsentrasjonen i fluidet høyere. Ved relativt høye temperaturer, må pH av behandlingsfluidet være meget høy for å gi behandlingsfluidet muligheten til å tverrbinde ved anvendelsen av en moderat mengde av boratkilden. Når vannet som anvendes for å fremstille det fortykkede fluidet imidlertid inneholder salter slik som kalsium- og magnesiumsalter som er til stede i saltløsninger og sjøvann, blir kalsium- og magnesiumsalter utfelt når pH av fluidet heves til de høye nivåer som er nødvendig for å gjøre den nødvendige mengde av boratkilden for tverrbinding minst mulig. Utfellingen av salter gjør at man trenger enda større mengder av lut. Anvendelsen av lut for å heve pH av et boration-tverrbindende borehullbehandlingsfluid og nødvendigheten av å tilsette overskudd av boration i fluidet for å sikre stabilitet øker kostnadene av fluidet og borehulls-behandlingen som utføres ved å anvende fluidet. Det er således et behov for forbedrede flytende, borattverrbindende sammensetninger som kan anvendes for å fremstille stabile, borattverrbindende, fortykkede, vandige borehullsbehandlingsvæsker og metoder for å anvende slike fluider.
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk sone som er penetrert av et borehull, særpreget ved at den omfatter trinnene: å fremstille et høyviskositets behandlingsfluid som omfatter vann, et hydratisert galaktomannan-fortykningsmiddel og en borattverrbindende sammensetning for bufring av behandlingsfluidet og tverrbinding av det hydratiserte galaktomannan-forlykningsmidlet, idet bomttverrbmdmgssarnmensetningen består av en lawiskositet hydrokarbonvæske, en organofil leire, et lite vannløselig borat, en buffer og et dispergeringsmiddel; og
å pumpe behandlingsfluidet inn i sonen.
Fremgangsmåten anvender forbedrede, flytende borattverrbindende sammensetninger som omfatter pH-reguleringsbestanddeler og forsinkede, borattverrbindende bestanddeler. De flytende boratsammemetaingene anvendes alene for å fremstille forbedrede stabile, bufrede og tverrbindende, fortykkede, vandige borehullbehandlingsfluider.
Oppfinnelsen vedrører således også et høyviskositets behandlingsfluid som omfatter vann, et hydratisert galaktomannan-fortykningsmiddel og en borattverrbindende sammensetning for bufring av behandlingsfluidet og tverrbinding av det hydratiserte galalctomannanfortyknmgsmidlet, idet borattverrbindingssammensetmngen består av en lawiskositet hydrokarbonvæske, en organofil leire, et lite vannløselig borat, en buffer og et dispergeringsmiddel, særpreget ved at dispergeringsmidlet omfatter en alkylaromatisk sulfonsyre med formlene
eller jordalkalimetallsalter derav hvorav Ri er valgt fra rette alkylgrupper som har 8 karbonatomer til 24 karbonatomer og R2 og R3 er rette alkylgruper som har fra 8 til 24 karbonatomer, og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,2% til ca. 5 vekt-% i denne.
De forbedrede, flytende, borattverrbindende sammensetningene omfatter hovedsakelig en lawiskositets hydrokarbonvæske, en organofil leire, et lite vannløselig borat, en buffer og et dispergeringsmiddel. En slik særlig foretrukket flytende borattverrbindende sammensetning omfatter diselolje, en kvaternær ammomummonlmorillonitt-organofil leire, uleksitt, natriumkarbonat og et dispergeringsmiddel som består av en alkylaromatisk sulfonsyre eller et salt av denne.
De forbedrede, stabile, bufrede og tverrbindende, fortykkede, vandige behandlingsvæskene omfatter hovedsakelig vann, et hydratisert galaktomannan-fortykningsmiddel og en borattverrbindende sammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse for åbufre behandlingsfluidet og tverrbinde det hydratiserte gdaktomannan-fort<y>knin<g>srnidlet i denne. Galaktomannan-fortykningsmidlet er vanligvis til stede i det vandige behandlingsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 1,0 vekt-% av vannet i dette. Den borattverrbindende sammensetningen er vanligvis til stede i behandlingsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,07% til ca. 1,4 vekt-% av vann i dette.
Fremgangsmåtene for å anvende de forbedrede, stabile, borattverrbindende, vandige,
fortykkede behandlingsfluidene omfatter hovedsakelig trinnene å fremstille et slikt fluid og deretter å pumpe behandlingsfluidet ned i den underjordiske sonen eller formasjonen som er penetrert av et borehull. Fluidene er blandbare med harpiksbelagte proppemidler ved hjelp av pH-regulering og har vist seg å ha høyere konsolideringsstyrker når
harpiksbelagte proppemidler anvendes enn det oppnås når det anvendes fluider med høyere pH. Fluidene er også mer blandbare med enzym-nedbrytningsmidler for fortykningsmidlet som utviser forbedret virkning ved lavere pH.
Det er derfor et mål ved foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe fremgangsmåter for å behandle underjordiske formasjoner, forbedrede, flytende borattverrbindende sammensetninger og forbedrede, stabile, tverrbindende, forrykkede, vandige borehullbehandlingsfluider.
Andre og ytterligere mål, trekk og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil være innlysende for fagmannen ved å lese beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer som er angitt i det følgende.
De forbedrede, flytende borattverrbindende sammensetningene som omfatter et pH-reguleringsmiddel, dvs. en buffer, og et forsinket, borattverrbindende middel, er enkle og billige å anvende ved at de kan blandes og pumpes ved lave, så vel som ved høye temperaturer. Dessuten kan borattverrbindende sammensetninger anvendes for å bufre og tverrbinde vandige borehullbehandlingsfliiider som inneholder hydratiserte gallaktomannan-fortykningsrnidler uten å tilsette ekstra lut eller buffer. Anvendelsen av en forbedret, flytende, tverrbindende sammensetning ifølge oppfinnelse gjør en i stand til å fremstille et vandig, gallaktomannan-fortykket borehullbehandlingsfluid og deretter å bufre og tverrbinde ved tilsetningen av en enkel væske som gir passende pH og borationkonsentrasjon i behandlingsfluidet. Og følgelig blir det produserte forbedrede, tverrbindende, fortykkede, vandige behandlingsfluidet fremstilt av færre enkeltkjemikalier, det er stabilt og har en forutsigelig pumpetid før tverrbinding finner sted. Ytterligere kan behandlingsfluidet lett fremstilles ved å anvende satsvise blandingsmetoder eller hurtigmetoder ("on-fhe-fiy procedures").
De forbedrede, flytende, borattverrbindende sammensetninger omfatter hovedsakelig en lawiskøs hydrokarbonvæske, en organofil leire, et lite vannløselig borat, en buffer og et dispergeringsmiddel. Hydrokarbonvæsken med lav viskositet fungerer som en bærer for andre komponenter i sammensetningen og kan vøre f.eks. en ikke-flyktig hydrokarbonvæske slik som heksan, heptan eller oktan, en aromatisk forbindelse slik som benzen, toluen eller xylen, blandinger av hydrokarbonforbindelser slik som dieselolje, parafin, mineralolje og smøreolje, og vegetabilske oljer slik som kanola, druekjerneolje og lignende. Av disse er dieselolje foretrukket. De tverrbindende sammensetningene inneholder vanligvis hydrokarbonvæsken med lav viskositet i en mengde i området fra ca. 40% til ca. 55 vekt-% av sammensetningene, fortrinnsvis fra ca. 45% til ca. 50% og mest foretrukket ca. 47%.
Den organofile leiren i den borattverrbindende sammensetningen fungerer som et suspensjonsmiddel for hydrokarbonvæsken med lav viskositet. Eksempler på egnede organofile leirer er kvaternære ammoniumavledede leirer som omfatter, men er ikke begrenset til, bentonittleirer som behandles med et kvaternisert amin etter velkjente tørrblandings- eller våt-slurry-fremstillingsmetode. Minst et av radikalene som er bundet til det kvaternære aminet omfatter en gruppe valgt fra gruppen av talg, kokosnøttlauryl, - stearyl og -benzyl og de gjenværende radikaler kan være valgt fra de foregående grupper og hydrogen, metyl og etyl. Av disse er dimetyl-ditalg-kvaternært-amin foretrukket. De tverrbindende sammensetningene inneholder vanligvis den organofile leiren i en mengde i området fra ca. 0,5% til ca. 4 vekt-% av sammensetningene, fortrinnsvis i en mengde fra ca. 1,5% til ca. 2%.
Det lite løselige boratet i de tverrbindende sammensetningene fungerer som et tidsforsinket tverrbindende middel i et galaktomannan-fortykket, vandig borehullbehandlingsfluid. De lite vannløselige boratene som er egnet omfatter, men er ikke begrenset til, jordalkalimetallborater, alkalimetall-jordalkaliborater og blandinger derav. Eksempler på slike borater er probertitt (NaCaBsOg-SB^O), uleksitt (NaCaBsOg-SHiO), nobleitt (CaB6Oi0-4H2O), frolovitt (Ca^Os-VfkO), kolemanitt (CaB60n-5H20), kalsinert kolemanitt (Ca2B60n-H20), priceitt (Ca4BioOi9-7H20), pateronitt (MgB80i3-9H20), hydroboracitt (CaMgB60n-6H20), kaliboritt (Kmg2BnOi9-9H20) og andre lignende borater. Av de forskjellig lite vannløselige borater som kan anvendes er kolemanitt, kalsinert kolemanitt og uleksitt foretrukne, og uleksitt er mest foretrukket. Det lite vannløselige boratet som anvendes tilsettes vanligvis i de tverrbindende sammensetningene ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 25% til ca. 50% vekt-% av sammensetningene, fortrinnsvis i en mengde fra ca. 35% til ca. 45%, og mest foretrukket i en mengde på 40%.
Forskjellige buffere, dvs. pH-reguleringsmidler, kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse. Eksempler på slike buffere omfatter, men er ikke begrenset til, natiium-karbonat, kaliumkarbonat, litiumkarbonat, natrium-, kalium- og litiumbikarbonater og magnesiumoksyd. Av disse er natriumkarbonat foretrukket. Bufferen tilsettes vanligvis i sammensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra ca. 2% til ca. 20 vekt-% av sammensetningene, fortrinnsvis i en mengde fra ca. 8% til ca. 12% og mest foretrukket i en mengde på ca. 10%.
Selv om det kan anvendes forskjellige dispergeringsmidler i de tverrbindende sammensetningene, omfatter oppfinnelsen en alkylaromatisk sulfonsyre med formlene
eller jordalkalimetallsalter derav hvor Ri er valgt fra rette alkylgrupper som har 8 til 24 karbonatomer og R2 og R3 er rette alkylgrupper som har fra 8 til 24 karbonatomer, fortrinnsvis fra 12 til 14 karbonatomer.
Dispergeirngsmidler av den typen som er omtalt ovenfor som er foretrukne for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse, er de som er valgt fra gruppen av jordalkalimetallsalter av dodecylbenzensulfonsyre med kalsiumdodecylbenzensulfonat er de mest foretrukne. Dispergeirngsmidlet tilsettes i de borattverrbindende sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra ca. 0,2% til ca. 5 vekt-% av sammensetningene, fortrinnsvis i en mengde fra ca. 0,5% til ca. 1,5% og mest foretrukket i en mengde på ca. 1 %.
En borattverrbindende sammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse blir tilsatt et galaktomannan-fortykket, vandig borehullbehandlingsfluid som en enkel flytende bestanddel. Sammensetningen regulerer pH av behandlingsfluidet til et nivå hvor det forsinkede boratet i denne effektivt tverrbinder det hydratiserte galaktomannan-fortykningsmidlet i et tidsrom fra ca. 1 til ca. 10 minutter som bestemmes ved hjelp av virvellukketiden ("vortex closure time"). Virvellukketiden bestemmes ved å tilsette 250 ml av et bestemt fortykket fluid til et 500 ml blandeglass eller en hurtigmikser ("Waring blender") ved værelsestemperatur. Hastigheten av blanderen justeres slik at bunnen av virvelen som dannes i fluidet i glasset ved toppen av låsemutteren for kjørebladenheten, mens man gjør meddrivning av luft minst mulig. Den ønskede mengde av tverrbindende sammensetning tilsettes deretter til glasset og tiden for at virvelen skal lukke seg måles fra tidspunktet for tilsetning av tverrbindingsmiddel.
Når det er behov for kortere tverrbindingstid, kan tilsettes et andre tverrbindingsmiddel som omfatter dinatriumoktaborat-tetrahydrat i den den borattverrbindende sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4% til ca.2,5 vekt-% av sammensetningen. Tilsetningen av natriumoktaborat-tetrahydrat-tverrbindende middel reduserer tverr-bindingstiden til i området fra ca. 5 sekunder til ca. 3 minutter.
Virvellukketiden for en 11,3 kg/37851 gel er illustrert i den følgende tabell.
De forbedrede, stabile, borattverrbindende, fortykkede, vandige borehuUbehandlings-fmidene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter hovedsakelig vann, et hydratisert gallaktomarman-fortylfliingsmiddel og en borattverrbindende sammensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse for bufring av behandlingsvæskene og tverrbinding av de hydratiserte gallaktomarman-fortykningsmidlene i disse.
Vannet som anvendes for å fremstille forbedrede, tverrbundne borehullbehandlings-væsker kan være ferskvann, saltvann, saltløsning eller en annen vandig væske som ikke ugunstig omsetter seg med andre bestanddeler i behandlingsfluidene. Vannet inneholder vanligvis et eller flere salter for å inhibere svellingen av leirer i underjordiske formasjoner eller soner som behandles eller for å tilsette vekt til behandlingsfluidet. Det vanligste anvendte leireinhiberingssaltet er kaliumklorid, men andre salter kan også anvendes. pH av vannet er fortrinnsvis i området fra ca. 6 til 8,5 for å lette hydratiseringen av galaktomannan-fortykningsmidlet som anvendes.
Galaktomannan-fortykningsmidlene som kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse er naturlig forekommende gummier og deres derivater slik som guar, johannsesbrød, tara, "honey locust", tamarind, karaya, tragant, kruskaragen og lignende. Disse gummier er vanligvis karakterisert ved at de inneholder et rett skjelett som består av mannose-enheter som har forskjellige mengder av galaktoseenheter knyttet til seg. Gummiene kan fremstilles slik at de inneholder en eller flere funksjonelle" grupper slik som cis-hydroksyl, hydroksyl, karboksyl, sulfat, sulfonat, amino eller amid. Av de forskjellige galaktomannan-fortykningsmidlene som kan anvendes er foretrukket en eller flere fortykningsmidler valgt fra gruppen av guar, hydroksyetylguar, hydroksypropylguar, karbosymetylguar, karboksymetylhydroksyetylguar og karboksymetylhydroksypropylguar. Av disse er guar mest foretrukket. Når en eller flere av de ovenfor nevnte gallakto-maman-foTtykningsmidlene oppløses i det anvendte vann, blir fortykningsmidlene hydratisert og det dannes en viskøs, vandig gel. Ifølge foreliggende oppfinnelse blir galaktomannan-fortykningsmidlet eller -midlene som anvendes oppløst i vann i en mengde i området fra ca. 0,1% til 1 vekt-% av vann, fortrinnsvis i en mengde på ca. 0,3%.
En flytende, borattverrbindende sammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse som omtalt ovenfor blandes med det vandige, fortykkede behandlingsfluidet for å bufre behandlingsfluidet og tverrbinde det hydratiserte galaktomannan-fortykningsmidlet i behandlhigsfiuidet. Vanligvis blir buffer- og tverrbindende boratsammensetninger blandet med behandlingsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,07% til ca. 1,4 vekt-% vann i behandlingsfluidet, fortrinnsvis i en mengde på ca. 0,3%.
En særlig foretrukket borattverrbindende sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter diselolje som er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 40% til ca. 55 vekt-% av denne, mer foretrukket i en mengde på fra ca. 45% til ca. 50%, en kvaternær ammomum-montmorillomtt-organofil leire som er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,5 til ca. 4 vekt-% av denne, mer foretrukket i en mengde fra ca. 1,5% til ca. 2%, uleksitt som er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 25% til ca. 50 vekt-% av denne, mer foretrukket i en mengde på ca. 35% til ca. 45%, natriumkarbonat som er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 2% til ca. 20 vekt-% av denne, mer foretrukket i en mengde fra ca. 8% til ca. 12%, og et dispergeringsmiddel som omfatter kalsiumdodecylbenzensulfonat som er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,2% til ca. 5 vekt-% av denne, mer foretrukket i en mengde fra ca. 0,5% til ca. 1,5%.
De borattverrbindende sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse er stabile og lar seg lett blande, pumpe og dosere ved vanlige temperaturer. Borationkonsentrasjonen i sammensetningene er høy og sammensetningene har evnen til å bufre det resulterende behandlingsfluidet til en pH mellom ca, 8,0 og 9,3 uten at det er behov for tilsetning av noen kjemikalier slik som lut. Siden pH av behandlingsfluidet er lavere enn 9,3 til ca. 9,4, er kalsium- og magnesiumsalter forsatt i løsning.
En særlig foretrukket, stabil, meget viskøs, borattverrbindende, fortykket, vandig borehullbehandlingsvæske ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter vann, hydratisert guar som er til stede i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 1 vekt-% av vann, mer foretrukket i en mengde på ca. 0,3%, og en borattverrbindende sammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse for bufring av behandlingsfluidet og tverrbinding av den hydratiserte guar i behandlingsfluidet som er til stede i en mengde i området fra ca. 0,07% til ca. 1,4 vekt-% avvann, mer foretrukket i en mengde på ca. 0,15% til ca. 0,35% og mest foretrukket i en mengde på 0,3%.
Det vil forstås at en rekke vanlige tilsetningsstoffer kan tilsettes til borehullbehandlings-fluidene slik som gelstabilisatorer, nedbrytningsmidler for gel, leirestabilisatorer, baktericider, tilsetningsstoffer for filtreringstap og lignende som ikke ugunstig omsetter seg med behandlingsfluidene eller hindrer deres anvendelse på ønsket måte,
De forbedrede fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse forbehandling av en underjordisk sone eller formasjon som er penetrert av et borehull omfatter hovedsakelig trinnene å fremstille et stabilt, høyviskositet, borattverrbindende, fortykket, vandig behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse og deretter pumpe behandlingsfluidet ned i den underjordiske sonen eller formasjonen.
Selv om de forbedrede behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes for å utføre hvilken som helst av de forskjellige borebrønnbehandlingene som er nevnt ovenfor, er behandlingsfluidene særlig egnet for å utføre fraklurstimulerings-behandlinger. Ved slike behandlinger pumpes et høviskositet borehullbehandlingsfluid gjennom borehullet ned i den underjordiske sonen eller formasjonen som skal fraktureres med en høy hastighet og et trykk hvorved det oppstår sprekker i den underjordiske sonen eller formasjonen og proppemiddel, slik som sand, som er suspendert i behandlingsfluidet føres inn i sprekkene og avleires der. Deretter får man behandlingsfluidet til å brytes ned, dvs. går tilbake til et tynt fluid som kan strømme ut i motsatt retning ut av sprekkene og etterlate proppemidlet i disse.
For ytterligere å illustrere sammensetningene og fremgangsmåter ifølge foreliggende oppfinnelse er angitt følgende eksempel.
EKSEMPEL
En frakturstimuleringsbehandling ble utført ved å anvende et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse som omfatter ferskvann som inneholder 1 vekt-% av kaliumklorid, guar fortykningsmiddel som er til stede i behandlingsfluidet i en mengde på 3 g/l vann (0,3 vekt-% av vann), og en flytende borattverrbindende sammensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse for bufring av behandlingsfluidet og tverrbinding av fortykningsmidlet som er til stede i en mengde på 0,2 g/l av vann (0,02 vekt-% av vann). Den borattverrbindende sammensetningen omfatter diselolje i en mengde på 47%, kvaternært ammonium-montmorillonitt i en mengde på 2%, uleksitt i en mengde på 40%, natriumkarbonat i en mengde på 10% og kalsiumdodecylbenzensulfonat i en mengde på 1%, alle vektdeler av den borattverrbindende sammensetningen.
Den behandlede formasjon hadde en temperatur på 71,1°C og var i en dybde fra 2240 m til 2270 m. Stimuleringsbehandlingen omfattet perforering av det produserende mellomrommet, surgjøring av perforeringene og deretter frakrurering av formasjonen. Det ble pumpet ned 230.9001 av det ovenfor nevnte behandlingsfluid under frakturermgsbehandlingen og 3230 sekker (45,3 kg/sekk) av 20/40 ottawasand (proppemiddel) ble plassert i sprekkene ved en maksimal proppekonsentrasjon på 759 g/l-
Det følgende ble observert under behandlingen:
1. Behandlingsvæsken var enkel å fremstille sammenlignet med de tidligere kjente borattverrbindende fluidene som krever anvendelse av flere lqemikalier slik som lut og bufre. 2. Behandlingsfluidet hadde en høyere viskositet enn de tidligere kjente fluidene ved den samme fortykningsmiddelkonsentrasjon og indikerer at man kunne bruke mindre fortykningsmiddel.
Foreliggende oppfinnelse er således godt egnet til å gjennomføre intensjonene, og å oppnå de goder og fordeler som er nevnt så vel som de som er knyttet til denne. Selv om det kan gjøres tallrike forandringer i sammensetningene og metodene, vil slike forandringer omfattes av ideen ifølge foreliggende oppfinnelse slik som nærmere angitt i de vedlagte krav.
Claims (10)
1.
Forbedret fremgangsmåte for behandling av en underjordisk sone som er penetrert av et borehull, karakterisert ved at den omfatter trinnene: å fremstille et høyviskositets behandlingsfluid som omfatter vann, et hydratisert galaktomannan-fortykmngsmiddel og en borattverrbindende sammensetning for bufring av behandlingsfluidet og tverrbinding av det hydratiserte galaktomannan-fortykningsmidlet, idet borattveirbindingssammensetningen består av en lawiskositet hydrokarbonvæske, en organofil leire, et lite vanrdøselig borat, en buffer og et dispergeringsmiddel; og å pumpe behandlingsfluidet inn i sonen.
2.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at galaktomarman-fortykningsmidlet er valgt fra gruppen som består av guar, hydroksy-etjdguar, hydroksypropylguar, karboksymetylguar, karboksymetylhydroksyetylguar, karboksymetylhydroksypropylguar og blandinger derav.
3.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at galaktomannan-fortykningsmidlet er til stede i behandlingsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 1 vekt-% av vannet i dette.
4.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at borattverrbindingssammensetningen er til stede i behandlingsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,07% til ca. 1,4 vekt-% av vannet i dette.
5.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at hydrokarbonvæsken med lav viskositet i den borattverrbindende sammensetningen er diselolje som er til stede i en mengde på ca. 47 vekt-% av den borattverrbindende sammensetningen.
6.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den organofile leiren i den borattverrbindende sammensetningen er dimetyl-ditalg-kvaternB^-amin-bentonittleire som er til stede i en mengde i området fra ca. 1,5% til ca.
2 vekt-% av den borattverrbindende sammensetningen.
7.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at det lett løselige borat i den borattverrbindende sammensetningen er uleksitt og er til stede i en mengde på ca. 40 vekt-% av den borattverrbindende sammensetningen.
8.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at bufferen i den borattverrbindende sammensetningen er natriumkarbonat som er til stede i en mengde på ca. 10 vekt-% av den borattverrbindende sammensetningen.
9.
Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at dispergeringsmidlet i den borattverrbindende sammensetningen omfatter kalsiumdodecylbenzensulfonat som er til stede i den borattverrbindende sammensetningen i en mengde på ca. 1 vekt-% av den borattverrbindende sammensetningen.
10.
Høyviskositets behandlingsfluid som omfatter vann, et hydratisert galaktomannan-fortyloiingsmiddel og en borattverrbindende sammensetning for bufring av behandlingsfluidet og tverrbinding av det hydratiserte galaktomannanfortykningsmidlet, idet boratrverrbindmgssammensetningen består av en lawiskositet hydrokarbonvæske, en organofil leire, et lite vannløselig borat, en buffer og et dispergeringsmiddel, karakterisert ved at dispergeringsmidlet omfatter en alkylaromatisk sulfonsyre med formlene
eller jordalkalimetallsalter derav hvorav Ri er valgt fra rette alkylgrupper som har 8 karbonatomer til 24 karbonatomer og R2 og R3 er rette alkylgruper som har fra 8 til 24 karbonatomer, og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,2% til ca. 5 vekt-% i denne.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/089,531 US6024170A (en) | 1998-06-03 | 1998-06-03 | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO992656D0 NO992656D0 (no) | 1999-06-02 |
NO992656L NO992656L (no) | 1999-12-06 |
NO329255B1 true NO329255B1 (no) | 2010-09-20 |
Family
ID=22218164
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19992656A NO329255B1 (no) | 1998-06-03 | 1999-06-02 | Fremgangsmate for behandling av underjordiske formasjoner ved anvendelse av tverrbindende sammensetninger |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6024170A (no) |
EP (1) | EP0962626B1 (no) |
DK (1) | DK0962626T3 (no) |
NO (1) | NO329255B1 (no) |
Families Citing this family (176)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6251838B1 (en) * | 1998-10-02 | 2001-06-26 | Benchmark Research & Technologies, Inc. | Suspended delayed borate cross-linker |
US6756345B2 (en) | 2000-05-15 | 2004-06-29 | Bj Services Company | Well service composition and method |
US6605570B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US7216711B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
US6962200B2 (en) * | 2002-01-08 | 2005-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures |
US7267171B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
US7343973B2 (en) * | 2002-01-08 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing surfaces of subterranean formations |
US7018956B2 (en) * | 2002-01-24 | 2006-03-28 | Texas United Chemical Company, Llc. | Crosslinked polymer fluids and crosslinking concentrates therefor |
US6640898B2 (en) * | 2002-03-26 | 2003-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods |
US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US6823939B2 (en) * | 2002-05-15 | 2004-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
US6705400B1 (en) * | 2002-08-28 | 2004-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for forming subterranean fractures containing resilient proppant packs |
US20040211561A1 (en) * | 2003-03-06 | 2004-10-28 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for consolidating proppant in fractures |
US7114570B2 (en) * | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US6978836B2 (en) * | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
US7114560B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
US7413010B2 (en) * | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
US7044220B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7032663B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7178596B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US7036587B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
US7044224B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7228904B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7021379B2 (en) * | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
US7066258B2 (en) * | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
US7104325B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor |
US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
US7198104B2 (en) * | 2003-08-12 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean fluids and methods of cementing in subterranean formations |
US7147056B2 (en) * | 2003-08-12 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean fluids and methods of using these fluids in subterranean formations |
US7497278B2 (en) * | 2003-08-14 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation |
US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US7237609B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
US7059406B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
US7156194B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
US7032667B2 (en) * | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
US7021377B2 (en) | 2003-09-11 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing filter cake from well producing zones |
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 |
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 |
US7000702B2 (en) * | 2003-09-17 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally benign viscous well treating fluids and methods |
US7013974B2 (en) * | 2003-09-23 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones using gelled aqueous treating fluids containing environmentally benign sequestering agents |
US7345011B2 (en) * | 2003-10-14 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating the production of water from subterranean formations |
US20050089631A1 (en) * | 2003-10-22 | 2005-04-28 | Nguyen Philip D. | Methods for reducing particulate density and methods of using reduced-density particulates |
US7268101B2 (en) * | 2003-11-13 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formate based liquid gel concentrates |
US7063150B2 (en) * | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US20050145385A1 (en) * | 2004-01-05 | 2005-07-07 | Nguyen Philip D. | Methods of well stimulation and completion |
US20070007009A1 (en) * | 2004-01-05 | 2007-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of well stimulation and completion |
US7131493B2 (en) * | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US20050173116A1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US20050183741A1 (en) * | 2004-02-20 | 2005-08-25 | Surjaatmadja Jim B. | Methods of cleaning and cutting using jetted fluids |
US7211547B2 (en) * | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US20050194142A1 (en) * | 2004-03-05 | 2005-09-08 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling unconsolidated particulates |
US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
US20050263283A1 (en) * | 2004-05-25 | 2005-12-01 | Nguyen Philip D | Methods for stabilizing and stimulating wells in unconsolidated subterranean formations |
US7541318B2 (en) * | 2004-05-26 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations |
US8895480B2 (en) * | 2004-06-04 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using guar-based well treating fluid |
US7299875B2 (en) * | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7073581B2 (en) * | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
US7405183B2 (en) * | 2004-07-02 | 2008-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for crosslinking polymers with boronic acids |
US7547665B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7621334B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7475728B2 (en) * | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
US20060046938A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Harris Philip C | Methods and compositions for delinking crosslinked fluids |
US7299869B2 (en) * | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
US7281580B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
US7757768B2 (en) * | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7687441B2 (en) * | 2004-10-25 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Boronic acid networking agents and associated methods |
US7648946B2 (en) * | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US7553800B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
US7325608B2 (en) * | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7281581B2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7273099B2 (en) * | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7883740B2 (en) * | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US7334635B2 (en) * | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US8030249B2 (en) * | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7267170B2 (en) * | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US20060169448A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US20070298977A1 (en) * | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US20060169450A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US20060172895A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US7334636B2 (en) * | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
US7318473B2 (en) * | 2005-03-07 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores |
US20060205605A1 (en) * | 2005-03-08 | 2006-09-14 | Dessinges Marie N | Well treatment composition crosslinkers and uses thereof |
US7673686B2 (en) * | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7448451B2 (en) * | 2005-03-29 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US20060240995A1 (en) * | 2005-04-23 | 2006-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using resins in subterranean formations |
US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7677315B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US20060276345A1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
US7318474B2 (en) * | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US20070049501A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
US7713916B2 (en) * | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
US7287593B2 (en) * | 2005-10-21 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
US7461697B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
US7431088B2 (en) * | 2006-01-20 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlled acidization in a wellbore |
US7926591B2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US20080006405A1 (en) * | 2006-07-06 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing proppant pack conductivity and strength |
US7665517B2 (en) * | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7407010B2 (en) * | 2006-03-16 | 2008-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating particulates |
US7237610B1 (en) | 2006-03-30 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US7608566B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US7500521B2 (en) * | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
US20080026955A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US20080026960A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US20080026959A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | 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 |
US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7455112B2 (en) * | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US7934557B2 (en) * | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US20080264641A1 (en) * | 2007-04-30 | 2008-10-30 | Slabaugh Billy F | Blending Fracturing Gel |
US20090062157A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods |
US20090255678A1 (en) * | 2007-09-05 | 2009-10-15 | Randy Rosine | Water Treatment by Chemical-Mechanical Process |
US20090197780A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Weaver Jimmie D | Ultrafine Grinding of Soft Materials |
US20140262296A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Tucc Technology, Llc | Methods, Systems, and Compositions for the Controlled Crosslinking of Well Servicing Fluids |
MX364304B (es) | 2008-02-29 | 2019-04-22 | Texas United Chemical Company Llc | Métodos, sistemas y composiciones para el entrelazamiento controlado de fluidos de servicio de pozos. |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US7833943B2 (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US20100212906A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for diversion of hydraulic fracture treatments |
US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US8030250B2 (en) * | 2009-07-17 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating subterranean formations with carboxylated guar derivatives |
US9194223B2 (en) | 2009-12-18 | 2015-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid |
US8371383B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid |
US20110220371A1 (en) * | 2010-03-11 | 2011-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fluid treatment |
US8408301B2 (en) | 2010-05-20 | 2013-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear tolerant aqueous based fracturing fluids and methods |
BR122020025374B8 (pt) | 2011-04-07 | 2023-04-11 | Typhon Tech Solutions Llc | Sistema para uso na entrega de fluido pressurizado a um furo de poçoe método de entrega de fluido de fraturamento a um furo de poço |
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 |
US11708752B2 (en) | 2011-04-07 | 2023-07-25 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | Multiple generator mobile electric powered fracturing system |
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 |
EP2705109A1 (en) * | 2011-05-04 | 2014-03-12 | Texas United Chemical Company, LLC. | Methods and compositions using hydrocarbon- based crosslinking fluids with non- detectable btex levels |
US9816025B2 (en) * | 2012-07-09 | 2017-11-14 | Tucc Technology, Llc | Methods and compositions for the controlled crosslinking and viscosifying of well servicing fluids utilizing mixed borate hydrocarbon-based suspensions |
US9038725B2 (en) | 2012-07-10 | 2015-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for servicing a wellbore |
WO2014165249A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-10-09 | Nbip, Llc | Compositions for hydraulic fracturing and drilling |
CA2908866A1 (en) | 2013-04-10 | 2014-10-16 | Ecolab Usa Inc. | Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids |
US20140352961A1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-12-04 | Tucc Technology, Llc | Concentrated Borate Crosslinking Solutions For Use In Hydraulic Fracturing Operations |
WO2015060823A1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids with clay-based gel retarders and related methods |
CA2954258C (en) | 2014-08-06 | 2019-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of altering crosslink time of delayed borate crosslinkers |
US10113405B2 (en) * | 2014-08-29 | 2018-10-30 | Independence Oilfield Chemicals, LLC | Method and materials for hydraulic fracturing with delayed crosslinking of gelling agents |
RU2717007C2 (ru) | 2015-05-12 | 2020-03-17 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Сшивающая композиция, содержащая синтетический слоистый силикат |
KR20190015536A (ko) | 2016-06-07 | 2019-02-13 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 향상된 점도를 갖는 겔화 탄화수소 시스템 |
US10358594B2 (en) * | 2016-06-07 | 2019-07-23 | Pfp Technology, Llc | Borate crosslinker |
CN110139910A (zh) * | 2017-01-05 | 2019-08-16 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 交联剂浆料组合物及应用 |
WO2020028567A1 (en) * | 2018-07-31 | 2020-02-06 | Chevron U.S.A. Inc. | The use of a borate-acid buffer in oil and gas operations |
US11377581B2 (en) * | 2018-11-07 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for controlling migration of particulates |
CN109796958A (zh) * | 2019-03-01 | 2019-05-24 | 北京瓜尔润科技股份有限公司 | 一种用于压裂液的滑溜水降阻剂及其制备方法 |
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 (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3058909A (en) * | 1957-07-23 | 1962-10-16 | Atlantic Refining Co | Method and composition for formation fracturing |
US3615794A (en) * | 1968-05-20 | 1971-10-26 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method |
US3743613A (en) * | 1971-02-05 | 1973-07-03 | Dow Chemical Co | Galactomannan gum based composition for sealing permeable formations |
US3974077A (en) * | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
US4560486A (en) * | 1978-06-26 | 1985-12-24 | The Dow Chemical Company | Breaker system for high viscosity fluids |
US4332609A (en) * | 1981-03-05 | 1982-06-01 | Standard Oil Company (Indiana) | Fertilizing plants with polyborates |
US4627495A (en) * | 1985-04-04 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Method for stimulation of wells with carbon dioxide or nitrogen based fluids containing high proppant concentrations |
US4619776A (en) * | 1985-07-02 | 1986-10-28 | Texas United Chemical Corp. | Crosslinked fracturing fluids |
US4664820A (en) * | 1985-10-28 | 1987-05-12 | Nl Industries, Inc. | Preactivated organophilic clay gellant lubricating grease thickened with preactivated organophilic clay gellant and process for preparing preactivated organophilic clay gellants |
US4737295A (en) * | 1986-07-21 | 1988-04-12 | Venture Chemicals, Inc. | Organophilic polyphenolic acid adducts |
US4801389A (en) * | 1987-08-03 | 1989-01-31 | Dowell Schlumberger Incorporated | High temperature guar-based fracturing fluid |
EP0347975A3 (en) * | 1988-06-23 | 1990-05-16 | Pumptech N.V. | Delayed crosslinking system for fracturing fluids |
US5082579A (en) * | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
US5103913A (en) * | 1990-12-12 | 1992-04-14 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method of fracturing high temperature wells and fracturing fluid therefore |
US5160445A (en) * | 1991-05-24 | 1992-11-03 | Zirconium Technology Corporation | Borate cross-linking solutions |
US5877127A (en) * | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
EP0594363A1 (en) * | 1992-10-20 | 1994-04-27 | Halliburton Company | Borate crosslinked fracturing fluids |
US5372732A (en) * | 1992-10-21 | 1994-12-13 | Halliburton Company | Delayed release borate crosslinking agent |
US5488083A (en) * | 1994-03-16 | 1996-01-30 | Benchmark Research And Technology, Inc. | Method of gelling a guar or derivatized guar polymer solution utilized to perform a hydraulic fracturing operation |
US5460226A (en) * | 1994-05-18 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Formation fracturing |
US5681796A (en) * | 1994-07-29 | 1997-10-28 | Schlumberger Technology Corporation | Borate crosslinked fracturing fluid and method |
-
1998
- 1998-06-03 US US09/089,531 patent/US6024170A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-06-02 EP EP99304312A patent/EP0962626B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-06-02 DK DK99304312T patent/DK0962626T3/da active
- 1999-06-02 NO NO19992656A patent/NO329255B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0962626A3 (en) | 2000-03-15 |
NO992656D0 (no) | 1999-06-02 |
DK0962626T3 (da) | 2003-03-31 |
EP0962626B1 (en) | 2003-02-12 |
EP0962626A2 (en) | 1999-12-08 |
US6024170A (en) | 2000-02-15 |
NO992656L (no) | 1999-12-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO329255B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av underjordiske formasjoner ved anvendelse av tverrbindende sammensetninger | |
US9175208B2 (en) | Compositions and methods for breaking hydraulic fracturing fluids | |
US6214773B1 (en) | High temperature, low residue well treating fluids and methods | |
US7216709B2 (en) | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent | |
US7018956B2 (en) | Crosslinked polymer fluids and crosslinking concentrates therefor | |
US5944106A (en) | Well treating fluids and methods | |
US5972850A (en) | Metal ion crosslinked fracturing fluid and method | |
CA2653373C (en) | Compositions and methods for gas and oil well treatment | |
US6911419B2 (en) | High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods | |
US20060205607A1 (en) | Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker-breaker | |
WO2004101706A1 (en) | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation | |
US5827804A (en) | Borate cross-linked well treating fluids and methods | |
CA2704542A1 (en) | High temperature aqueous-based zirconium fracturing fluid and use | |
US20040067854A1 (en) | Borate crosslinker suspensions with more consistent crosslink times | |
WO2015041656A1 (en) | Method for reusing produced water for hydraulic fracturing | |
WO2015105862A1 (en) | Use of a boron cross linker in an emulsion system | |
MXPA99005116A (en) | Methods to treat underground formations using degradation compositions by bor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |