NO337717B1 - Generering av syre ved syrefrakturering nede i brønnen - Google Patents
Generering av syre ved syrefrakturering nede i brønnen Download PDFInfo
- Publication number
- NO337717B1 NO337717B1 NO20051729A NO20051729A NO337717B1 NO 337717 B1 NO337717 B1 NO 337717B1 NO 20051729 A NO20051729 A NO 20051729A NO 20051729 A NO20051729 A NO 20051729A NO 337717 B1 NO337717 B1 NO 337717B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- solid
- solid acid
- precursor
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 132
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 105
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 37
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims abstract description 24
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims description 98
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 26
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 25
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 17
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 13
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 9
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- -1 alkali metal alkoxides Chemical class 0.000 claims description 6
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 6
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical group CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 claims description 3
- JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N [K].[Zn].[Na] Chemical compound [K].[Zn].[Na] JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N [Na].[Mg].[Ca] Chemical compound [Na].[Mg].[Ca] JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K aluminium metaphosphate Chemical compound [Al+3].[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 3
- QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L calcium oxalate Chemical compound [Ca+2].[O-]C(=O)C([O-])=O QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 claims description 3
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011010 calcium phosphates Nutrition 0.000 claims description 3
- HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J calcium;magnesium;dicarbonate Chemical compound [Mg+2].[Ca+2].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 claims description 3
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 3
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 claims description 3
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000019828 potassium polyphosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H tricalcium bis(phosphate) Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 3
- UYAAVKFHBMJOJZ-UHFFFAOYSA-N diimidazo[1,3-b:1',3'-e]pyrazine-5,10-dione Chemical compound O=C1C2=CN=CN2C(=O)C2=CN=CN12 UYAAVKFHBMJOJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940116423 propylene glycol diacetate Drugs 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 11
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 abstract 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 25
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 9
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 9
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 7
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 7
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 6
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 2-oxidanylethanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.OCC(O)=O OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-REOHCLBHSA-N L-lactic acid Chemical compound C[C@H](O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-REOHCLBHSA-N 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 2
- 229920006381 polylactic acid film Polymers 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxypropanoyloxy)propanoic acid Chemical compound CC(O)C(=O)OC(C)C(O)=O OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N N-(2-hydroxyethyl)iminodiacetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CC(O)=O JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001244 Poly(D,L-lactide) Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001243 acetic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- UTPOUAZEFGTYAY-UHFFFAOYSA-N azanium;2-chloroacetate Chemical compound [NH4+].[O-]C(=O)CCl UTPOUAZEFGTYAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L calcium stearate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013539 calcium stearate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008116 calcium stearate Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010408 film Substances 0.000 description 1
- 150000004674 formic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002354 inductively-coupled plasma atomic emission spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 description 1
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical class Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000012764 mineral filler Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920001606 poly(lactic acid-co-glycolic acid) Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 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
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—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
-
- 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
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Cereal-Derived Products (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Luminescent Compositions (AREA)
- Oscillators With Electromechanical Resonators (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Pigments, Carbon Blacks, Or Wood Stains (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Bakery Products And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
- Beans For Foods Or Fodder (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for å injisere faste syreforløpere som løses opp i vann for å danne syrer etter at de har blitt injisert. Mer spesielt omhandler den en fremgangsmåte for å danne syrer in situ langt fra borebrønnen i sprekker ved syrefrakturering (sprekksyrebehandling).
I syrefrakturering, blir syre plassert i sprekken, ved en avstand fra bore-brønnen, hvor den reagerer med overflaten av sprekken for å etse differensielle strømningsveier som a) danner forskjeller slik at de motstående sprekkoverflatene ikke passer når sprekktrykket reduseres og derfor lukker ikke sprekken fullstendig, og b) tilveiebringer strømningsveier for produsert fluid langs sprekkoverflatene fra fjerne deler av sprekken mot borebrønnen. Normalt blir syren plassert i den ønskede lokalisering ved å danne et surt fluid på overflaten og pumpe det sure fluidet fra overflaten og ned i borebrønnen over sprekktrykket. Det er generelt to hoved-problemer som påtreffes under den normale prosedyren.
For det første, i pumpeoperasjonen er syren i kontakt med jernholdige komponenter i borebrønnen slik som brønnrør, foringsrør, kveilede rør, etc. Syrer er korrosive overfor slike materialer, spesielt ved høy temperatur. Dette betyr at korrosjonsinhibitorer må tilsettes til fluidet som injiseres for ikke å begrense syre-mengden, og/eller eksponeringstiden, som kan anvendes under injeksjon av en syre. Videre danner syrekorrosjon jernforbindelser slik som jernklorider. Disse jernforbindelsene kan felles ut, spesielt hvis svovel eller sulfider er til stede, og kan forstyrre stabiliteten eller effektiviteten av andre komponenter i fluidet, og krever derved ytterligere tilsetning av jernkontrollmidler eller jernutskillingsmidler til fluidet.
For det andre, hvis, noe som vanligvis er tilfellet, intensjonen er å anvende syren for å behandle en del av formasjonen ved en signifikant avstand fra bore-brønnen, kan dette være svært vanskelig å oppnå fordi hvis en syre injiseres fra overflaten ned en borebrønn og til kontakt med formasjonen, vil syren naturligvis reagere med det første reaktive materialet som den kommer i kontakt med. Av-hengig av naturen av brønnen og naturen av behandlingen, kan det først-kontak-tede og/eller først-reagerte materialet være en filterkake, kan være formasjons-overflaten som danner veggen av en uomhyllet (eller uforet hull) borebrønn, kan være en nær-borebrønn formasjon, eller kan være en del av formasjonen som har den høyeste permeabiliteten for fluidet, eller er i fluidkontakt med en del av formasjonen som har den høyeste permeabiliteten for fluidet. I mange tilfeller kan det være at dette ikke er formasjons (matriks) materialet som operatøren ønsker at syren skal reagere med. I beste fall kan dette være sløsing med syren; i verste fall kan dette gjøre behandlingen ineffektiv eller til og med skadelig. Generelt, jo høy-ere temperatur, jo mer reaktiv er syren og jo større er problemene.
Det er mange måter som operatører har håndtert disse problemene på tidli-gere. Én metode er å segregere syren fra materialet som det ikke er ønsket reaksjon med. Dette gjøres for eksempel ved a) plassering av syren i den indre fasen av en emulsjon (såkalt "emulgert syre") og deretter forårsake eller tillate emulsjo-nen å invertere ved tiden og stedet hvor reaksjon er ønsket eller tillate sakte tran-sport av syren overfasegrensene, eller b) innkapsling av syren, for eksempel, ved fremgangsmåten beskrevet i U.S. Patent nr. 6.207.620, og deretter frigi syren når og hvor den er nødvendig. Det er problemer med disse metodene. Selv om emul-gerte syrer er populære og effektive, trenger de ytterligere additiver og spesialisert utstyr og ekspertise, og kan være vanskelige å kontrollere. Et problem med de innkapslede syrene er at lokaliseringen og timingen for frigivelse av syren kan være vanskelig å kontrollere. Frigivelsen forårsakes av enten fysisk eller kjemisk ned-brytning av belegget. Fysisk skade på det innkapslede materialet, eller ufullstendig eller utilstrekkelig belegging under fremstilling, kunne forårsake fortidlig frigivelse av syren.
En annen metode er å forsinke dannelsen av syren. Templeton, et al., i "Higher pH Acid Stimulation Systems", SPE publikasjon 7892, 1979, beskrev hydrolysen av estere, slik som metylformat og metylacetat som in situ generatorer på oljefeltet. De beskrev også reaksjonen av ammoniummonokloreddiksyre med vann for å danne glykolsyre og ammoniumklorid på oljefeltet. Disse syreforløperne er imidlertid væsker, og disse reaksjonene finner sted svært hurtig så snart syreforløperne kontakter vann.
Det er et behov for å en ny fremgangsmåte for forsinket, kontrollert frigivelse av syrer fra faststoffer in situ i syrefrakturering.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for syrefrakturering av en undergrunnsformasjon penetrert av en borebrønn med en forsinket syre, idet fremgangsmåten omfatter: injisering av et fluid inn i formasjonen over sprekktrykk for å danne en sprekk som har overflater, idet fluidet omfatter en fast syreforløper, og enten ingen viskositetsforhøyer eller en viskoelastisk surfaktant-viskositetsforhøyer, og
tillate at minst en del av den faste syreforløperen hydrolyserer for å danne syre som løser opp minst en del av overflatene i sprekken,
hvori den faste syreforløperen er blandet med et fast, syrereaktivt materiale.
Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Det beskrives en fremgangsmåte for syrefrakturering ved anvendelse av en fast syreforløper for å tilveiebringe en kontrollert frigivelse av syre ved hydrolyse og oppløsning. Den faste syreforløperen kan være laktid, glykolid, polymelkesyre, polyglykolsyre, en kopolymer av polymelkesyre og polyglykolsyre, en kopolymer av glykolsyre med andre hydroksy-, karboksylsyre-, eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper, en kopolymer av melkesyre med andre hydroksy-, karboksylsyre-eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper, eller blandinger av de foregående. Det faste, syrereaktive materialet kan være magnesiumhydroksid, magnesiumkarbonat, dolomitt (magnesium kalsiumkarbonat), kalsiumkarbonat, aluminiumhydroksid, kalsiumoksalat, kalsiumfosfat, aluminiummetafosfat, natrium sink kalium polyfosfatglass, og natrium kalsium magnesium polyfosfatglass for formålene å øke hastigheten for oppløsning og hydrolyse av den faste syre-forløperen. Det andre faststoffet vil kalles et "fast, syrereaktivt materiale". I utførelser av oppfinnelsen, er partiklene av faste syreforløpere, blandet med faste, syrereaktive materialer i de samme eller separate partikler, i form av perler, bånd, plater, fibre eller andre former. Når de er i de samme partiklene, kan de faste syreforløperne innelukke de faste, syrereaktive materialene. Den faste syreforløperen, inkludert når det blandes med eller inneholder andre materialer, kan i seg selv være belagt eller innkapslet for å bremse eller forsinke hydrolyse. I en annen utførelse, tilsettes løselige væsker, slik som estere, diestere, syreanhydrider, laktoner, natriumhydroksid, kaliumhydroksid, amider, aminer, karbonater, bikarbonater, alkoholer, alkanolaminer, ammoniumhydroksid og blandinger derav til sprekkfluidet for å akselerere hydrolysen av den faste syre-forløperen. I en annen utførelse, inneholder fluidet videre et proppemiddel. I enda en annen utførelse inneholder fluidet videre en viskositetsforhøyer. I enda en annen utførelse inneholder fluidet videre et proppemiddel og en viskositets-forhøyer. I en ytterligere utførelse inneholder fluidet en syre, for eksempel, saltsyre, flussyre, ammoniumbifluorid, maursyre, eddiksyre, melkesyre, glykolsyre en aminopolykarboksylsyre, en polyaminopolykarboksylsyre, et salt av én eller flere av disse syrene eller en blanding av én eller flere av disse syrene eller saltene.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 viser løseligheten av kalsitt i forskjellige organiske syrer.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Ulikt konvensjonell syrefrakturering, inneholder ikke fraktureringsfluidet anvendt i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen en syre når den fremstilles ved overflaten og injiseres inn i borebrønnen.
Utmerkede kilder til syre som kan dannes nede i brønnen når og hvor den er nødvendig er faste, cykliske dimerer eller faste polymerer, av visse organiske syrer, som hydrolyserer under kjente og kontrollerbare betingelser av temperatur, tid og pH for å danne de organiske syrene. Vi vil kalle disse faste materialene "syreforløpere" og vi vil kalle dannelsen av syre nede i brønnen "forsinket syredannelse". Ett eksempel av en passende syreforløper er den faste, cykliske dimeren av melkesyre (kjent som "laktid"), som har et smeltepunkt på 95 til 125°C (av-hengig av den optiske aktiviteten). Et annet er en polymer av melkesyre (noen ganger kalt en polymelkesyre (eller "PLA"), eller et polyacetat, eller et polylaktid). Et annet eksempel er den faste cykliske dimeren av glykolsyre (kjent som "glykolid"), som har et smeltepunkt på omkring 86°C. Enda et annet eksempel er en polymer av glykolsyre (hydroksyeddiksyre), også kjent som polyglykolsyre ("PGA"), eller polyglykolid. Et annet eksempel er en kopolymer av melkesyre og glykolsyre. Disse polymerene og kopolymerene er polyestere.
Cargill Dow, Minnetonka, MN, USA, fremstiller den faste cykliske melke-syredimeren kalt "laktid" og produserer fra den melkesyrepolymerer, eller polylak-tater, med varierende molekylvekter og krystallinitetsgrader, under det generiske handelsnavnet NATUREWORKS™ PLA. PLA-ene som fortiden er tilgjengelige fra Cargill Dow har molekylvekter opp til omkring 100.000 selv om ethvert polylaktid (laget ved enhver prosess av enhver produsent) og ethvert molekylvekt materiale med enhver krystallinitetsgrad kan anvendes i utførelsene av oppfinnelsen. PLA polymerene er faststoffer ved romtemperatur og blir hydrolyser! av vann for å danne melkesyre. De som er tilgjengelige fra Cargill Dow har typisk krystallinske smeltetemperaturer på fra omkring 120 til omkring 170°C, men andre kan oppnås. Poly(d,l-laktid) er tilgjengelig fra Bio-lnvigor, Beijing og Taiwan, med molekylvekter på opp til 500.000. Bio-lnvigor tilfører også polyglykolsyre (også kjent som polyglykolid) og forskjellige kopolymerer av melkesyre og glykolsyre, ofte kalt "poly-glaktin" eller poly(laktid-ko-glykolid). Hastighetene av hydrolysereaksjonene av alle disse materialene styres av molekylvekten, krystalliniteten (forholdet mellom krys-tallinsk og amorft materiale), den fysiske formen (størrelse og form av faststoffet), og i tilfellet med polylaktid, mengdene av de to optiske isomerene. (Det naturlig forekommende l-laktidet danner delvis krystallinske polymerer; syntetisk dl-laktid danner amorfe polymerer). Amorfe regioner er mer utsatt for hydrolyse enn krystallinske regioner. Lavere molekylvekter, mindre krystallinitet og større overflate-til-masse forhold resulterer alle i hurtigere hydrolyse. Hydrolyse akselereres ved å øke temperaturen, ved tilsetning av syre eller base, eller ved å tilsette et materiale som reagerer med hydrolyseproduktet(ene).
Homopolymerer kan være mer krystallinske, kopolymerer tenderer til å være amorfe med mindre de er blokk-kopolymerer. Utstrekningen av krystallinitet kan kontrolleres ved fremstillingsmetoden for homopolymerer og ved fremstillingsmetoden og forholdet og fordelingen av laktid og glykolid for kopolymerene. Polyglykolid kan fremstilles i en porøs form. Noen av polymerene løses opp svært sakte i vann før de hydrolyserer.
Andre materialer som er passende for faste syreforløpere er alle de polymerene av hydroksyeddiksyre (glykolsyre) med seg selv eller andre hydroksy-, karboksylsyre-, eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper som er beskrevet i U.S. Patenter nr. 4.848.467; 4.957.165; og 4.986.355.
Det har blitt funnet at oppløsning av de faste syreforløperne ifølge oppfinnelsen blir akselerert ved tilsetningen av visse kjemiske midler. Disse midlene reagerer lett med den faste syreforløperen og forårsaker fjerningen av en liten mengde materiale fra den faste syreforløperens overflate. Det skal ikke begrenses ved teori, men det antas at en intakt overflate av den faste syreforløperen er sammenlignende uløselig, men at når denne overflaten blir avbrutt ved fjerningen av en liten mengde materiale er etterfølgende oppløsning av ytterligere materiale fra den overflaten enklere. Bare en liten mengde av akselerasjonsmidlet ("akselerator") er nødvendig for å starte oppløsningsprosessen; deretter vil den fortsette uten noe tilsatt middel. På den andre siden, hvis der er ytterligere middel til stede, siden det enkelt reagerer med den faste syreforløperen, vil det akselerere den fortsettende oppløsningsprosessen. Dette er "akselerator"' mekanismen. Bemerk at akseleratoren ikke forbruker all den dannede syren; den forårsaker hurtigere dannelse av mer syre ved å avbryte overflatestrukturen på den faste syreforløperen. Hvis midlet er et faststoff, kan det ikke akselerere den innledende oppløsningen fordi det er en utilstrekkelig kjemisk vekselvirkning mellom de to faststoffene, men med en gang oppløsningen av den faste syreforløperen starter (for eksempel som et resultat av en temperaturøkning), vil det faste, syrereaktive materialet akselerere etterfølgende oppløsning. Bemerk at formasjonen i seg selv kan være en fast akselerator. Videre, kan virkningen av akseleratorer forsinkes, for eksempel, hvis de er tregt løselige faststoffer eller hvis de er kjemisk bundet i et flytende kjemikalie som må hydrolyseres for å frigi midlet. En fast syreforløper kan være en akselerator for et annet; for eksempel, akselererer PGA hydrolysen av PLA. Timingen og hastigheten av oppløsning av den faste syreforløperen blir kontrollert av disse teknikkene.
For å akselerere oppløsningen av faste syreforløpere kan vannuløselige faste syreløselige eller syrereaktive materialer, slik som, men ikke begrenset til magnesiumhydroksid, magnesiumkarbonat, dolomitt (magnesium kalsiumkarbonat), kalsiumkarbonat, aluminiumhydroksid, kalsiumoksalat, kalsiumfosfat, aluminiummetafosfat, natrium sink kalium polyfosfatglass og natrium kalsium magnesium polyfosfatglass, blandes med eller inkorporeres inn i, faste syreforløpere, slik som cykliske ester dimerer av melkesyre eller glykolsyre eller homopolymerer eller kopolymerer av melkesyre eller glykolsyre. Disse blandingene blir tilsatt til fraktureringsfluidet. Minst en andel av den faste syreforløperen hydrolyserer sakte ved kontrollerbare hastigheter for å frigi syrer ved forutbestemte plasseringer og tidspunkter i sprekken. I tillegg til å reagere med formasjonens sprekkoverflate, reagerer syrene også med og løser opp minst en del av de syrereaktive materialene, hvis de er til stede. Dette vil akselerere oppløsningen av den faste syreforløperen og generere syre i mengder ut over det som reagerer med det faste, syrereaktive materialet. Resultatet er at minst en del av både den faste syreforløperen og det syrereaktive faste materialet løses opp. Vanligvis er det meste eller alt det faste materialet som innledende tilsettes ikke lenger til stede ved slutten av behandlingen. Det er imidlertid ikke nødvendig at alt av den faste syreforløperen hydrolyserer eller at alt det faste, syrereaktive materialet løses opp. Alt faststoff som er tilbake vil fordelaktig virke som proppemiddel. Bemerk at ofte vil det ytterligere faste, syrereaktive materialet ikke være nødvendig for å akselerere hydrolysen av den faste syreforløperen, fordi selve formasjonen vil være syrereaktiv. Det faste, syrereaktive materialet kan imidlertid velges til å være mer reaktivt enn formasjonen eller kan være i tettere kontakt medd faste syreforløperen.
Oppløsningen av faste syreforløpere i syrefrakturering kan også akselereres ved tilsetningen av visse løselige flytende additiver. Disse akseleratorene kan være syrer, baser eller kilder til syrer eller baser. Disse er spesielt verdifulle ved lave temperaturer (for eksempel, under omkring 135°C), ved hvilke de faste syreforløperne hydrolyserer sakte, i forhold til tidspunktet som en operatør ville ønske å sette en brønn i produksjon etter en fraktureringsbehandling. Ikke-begrensende eksempler på slike løselige flytende additiver som hydrolyserer for å frigi organiske syrer er estere (inkludert cykliske estere), diestere, syreanhydrider, laktoner og amider. En forbindelse av denne typen, og den riktige mengden, som hydrolyserer ved den passende hastigheten for temperaturen og formasjonen og pH-verdien av frakturereringsfluidet blir enkelt identifisert for en gitt behandling ved enkle laboratoriehydrolyseforsøk. Andre passende løselige flytende additiver er enkle baser (De betegnes "væsker" fordi i den praktiske utførelsen ville det være enklere og tryggere å tilsette dem til fraktureringsfluidet som vandige løsninger heller enn som faststoffer). Passende baser er natriumhydroksid, kaliumhydroksid og ammoniumhydroksid. Andre passende flytende additiver er alkoksider, vannløselige karbonater og bikarbonater, alkoholer slik som men ikke begrenset til metanol og etanol, alkanolaminer og organiske aminer slik som monoetanolamin og metylamin. Andre passende løselige flytende additiver er syrer, slik som men ikke begrenset til saltsyre, flussyre, ammoniumbifluorid, maursyre, eddiksyre, melkesyre, glykolsyre, aminopolykarboksylsyrer (slik som men ikke begrenset til hydroksyetyliminodieddiksyre), polyaminopolykarboksylsyre (slik som men ikke begrenset til hydroksyetyletylendiamintrieddiksyre), salter - inkludert delvis salter-av de organiske syrene (for eksempel, ammonium, kalium eller natriumsalter) og blandinger av disse syrene eller saltene. (Ammoniumbifluorid hydrolyserer delvis i kontakt med vann for å danne noe HF, og vil derfor kalles en syre her). De organiske syrene kan anvendes som deres salter. Når korrosiv syre kan kontakte korroderbart metall, blir korrosjonsinhibitorer tilsatt.
Blandinger av ett eller flere faste syreforløpere og ett eller flere syrereaktive materialer, hvis de er til stede, kan være rent fysiske blandinger av separate par tikler av de separate komponentene. Blandingene kan også fremstilles slik at ett eller flere syreforløpere og ett eller flere syrereaktive materialer er i hver partikkel; dette kalles en "kombinert blanding". Dette kan gjøres, ved ikke-begrensende eksempler, ved å belegge det syrereaktive materialet med den faste syreforløperen, eller ved oppvarming av en fysisk blanding inntil den faste syreforløperen smelter, grundig blanding, avkjøling og findeling. For eksempel er det vanlig praksis innen industrien å ko-ekstrudere polymerer med mineralfyllstoffmaterialer, slik som tal-kum eller karbonater, slik at de har endrede optiske, termiske og/eller mekaniske egenskaper. Slike blandinger av polymerer og faststoffer blir vanligvis referert til som "fylte polymerer". | ethvert tilfelle er det foretrukket at fordelingen av komponentene i blandingen er så enhetlig som mulig. Valgene og relative mengder av komponentene kan justeres for situasjonen for å kontrollere hydrolysehastigheten av den faste syreforløperen. De viktigste faktorene vil være temperaturen som behandlingen utføres ved, sammensetningen av det vandige fluidet eller fluidene som blandingen vil komme i kontakt med, og tiden og hastigheten som er ønsket for dannelsen av syren.
De faste syreforløperne eller blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer kan fremstilles i forskjellige faste former, inkludert, men ikke begrenset til fibre, perler, filmer, bånd og plater. De faste syreforløperne eller blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer kan belegges for å bremse hydrolysen. Egnede belegg inkluderer polykaprolat (en kopolymer av glykolid og epsilon-kaprolakton), og kalsiumstearat, begge disse er hydrofobe. Polykaprolat i seg selv hydrolyserer langsomt. Dannelse av et hydrofobt lag på overflaten av de faste syreforløperne eller blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer ved enhver metode forsinker hydrolysen. Bemerk at belegget her kan referere til innkapsling eller ganske enkelt til å endre overflaten ved kjemisk reaksjon eller ved å danne eller legge til en tynn film av et annet materiale. En annen egnet metode for å forsinke hydrolysen av den faste syreforløperen, og frigivelsen av syren, er å suspendere den faste syreforløperen, eventuelt med et hydrofobt belegg, i en olje eller i oljefasen av en emulsjon. Hydrolysen og syrefrigivelsen forekommer ikke før vann kontakter den faste syreforløperen. Fremgangsmåter anvendt for å forsinke syredannelse kan anvendes sammen med inkludering av fast, syrereaktivt materiale for å akselerere syredannelse fordi det kan være ønskelig å forsinke syredannelse men deretter å få danne syre hurtig.
En fordel med sammensetningen og fremgangsmåteutførelsene ifølge oppfinnelsen er at, for en gitt oljefeltbehandling, kan den passende faste syreforløper og faste, syrereaktive materialet enkelt velges blant mange tilgjengelige materialer. Hastigheten av syredannelse fra en spesiell fast syreforløper eller en spesiell blanding av en fast syreforløper og et fast, syrereaktivt materiale, som har en spesiell kjemisk og fysisk oppbygning, inkludert et belegg hvis det er til stede, ved en spesiell temperatur og i kontakt med et fluid eller fluider av en spesiell sam-mensetning (for eksempel pH og konsentrasjonen og naturen av andre komponenter, spesielt elektrolytter), blir enkelt bestemt ved et enkelt forsøk: eksponere syreforløperen for fluidet eller fluidene under behandlingsbetingelser og overvåke syrefrigivelsen. Oppløsningshastigheten forfast, syrereaktivt materiale, hvis det faste, syrereaktive materialet er inkludert, styres av lignende faktorer (slik som av valget av fast, syrereaktivt materiale, forholdet mellom materialene, partikkelstør-relsen, kalsinering og belegging av fast, syrereaktivt materiale) og kan enkelt og greit bestemmes ved lignende forsøk. Naturligvis blir en fast syreforløper valgt som a) danner syre ved den ønskede hastigheten (etter en passende forsinkelse hvis det er nødvendig) og b) er kompatibelt med og ikke forstyrrer funksjonen av andre komponenter i fluidet. Et syrereaktivt materiale velges som akselererer syredannelse til en passende utstrekning og er kompatibelt med funksjonen av andre komponenter i fluidet.
De faste syreforløperpartiklene eller blandingspartiklene, selvdestrueres in situ, det vil si i lokaliseringen hvor de plasseres (med hensikt eller utilsiktet). Den lokaliseringen kan være del av en suspensjon i et behandlingsfluid i borebrønnen,
i perforeringene, i en sprekk, som en komponent i en filterkake på veggene av en borebrønn eller av en sprekk eller i porene i selve formasjonen. Fremgangsmåten kan anvendes i karbonater og sandsteiner. Ved anvendelse, selv om partiklene er tenkt å skulle være i sprekken, kan de ende opp på andre steder, hvor de normalt ville være uønsket fordi de hindrer fluidstrøm, derfor er selvdestruksjon ønsket i alle lokaliseringer. Den store hoveddelen av partiklene ender opp i en sprekk hvor syren som dannes etser sprekkoverflatene.
Hvis en blanding anvendes, kan partikkelstørrelsene av de individuelle komponentene i blandingen være de samme eller forskjellige. Omtrent enhver
partikkelstørrelse kan anvendes. Styrende faktorer inkluderer a) utstyrets evne,
b) bredden av den dannede sprekken, og c) den ønskede hastigheten og tiden for selvdestruksjon. Hastigheten av selvdestruksjon kan enkelt måles i laboratoriet i et
gitt fluid ved en gitt temperatur. Foretrukne størrelser er de av proppemidler og fluidtapadditiver siden operatører har utstyret og erfaringen som passer for de størrelsene.
En spesiell fordel med disse materialene er at de faste syreforløperne og de dannede syrene er ikke-giftige og er bionedbrytbare. De faste syreforløperne blir ofte anvendt som selvoppløsende suturtråd.
De faste syreforløperne ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes for forsinket syredannelse i syrefrakturering på måtene hvor det anvendes de innkapslede syrene beskrevet i U.S. Patent nr. 6.207.620, herved inkorporert i sin helhet.
De faste syreforløperne, med eller uten akseleratorer, kan anvendes spesielt effektivt i syrefraktureringsbehandlinger. Syrefrakturering er en prosess i hvilken et surt fluid injiseres inn i en formasjon ved et trykk som er tilstrekkelig høyt til å frakturere berget; syren etser deretter overflaten av sprekken slik at ledende strømningsveier dannes langs sprekkoverflatene, som forblir etter at trykket er re-dusert og sprekkoverflatene tvinges tilbake sammen. Det er potensielt alvorlige problemer som påtreffes med syrefrakturering. For det første, spesielt sterke syrer, reagerer med det første materialet de treffer. I en syrefraktureringsbehandling, som i matriks surgjøringsbehandlinger, betyr dette at så snart en sprekk dannes eller blir forstørret, eller så snart en høypermeabilitetsregion dannes eller påtreffes, det er sannsynlig at begge deler forekommer nær borebrønnen, vil syre kontakte den ferske matriksen nær borebrønnen, eller i fluid kontakt med høypermea-bilitetsregionen nær borebrønnen, og reagere med den. Det meste eller all syrere-aksjon forekommer da nær borebrønnen, eller i eller nær høypermeabilitetsregi-onen nær borebrønnen, og lite eller ingenting av syren når deler av sprekken som er lengre borte fra borebrønnen, eller lengre bort enn høypermeabilitetsregionen. Derfor blir etsede strømningsveier langs sprekkoverflatene ikke dannet svært langt fra borebrønnen eller ut over enhver høypermeabilitetsregion. For det andre, med en gang syren begynner å reagere med en del av matriksmaterialet, tenderer den til å danne "markhuN" eller veier med minst motstand som etterfølgende syre vil følge. Hvis den ene eller begge av disse forekommer, så vil det, når trykket redu seres og sprekken lukkes, ikke bli dannet en tilfredsstillende strømningsvei for produksjon av fluider, fra formasjonen til sprekken og deretter til borebrønnen. Faste syreforløpere løser disse problemene. Fordi fluidet ikke er tilstrekkelig surt når det først injiseres, vil det ikke reagere med det første formasjonsmaterialet som det kommer i kontakt med; det vil heller føres lenger inn i den voksende sprekken hvor syren etterfølgende vil reagere når den frigis. Dessuten, fordi syreforløperen er et fast materiale, hvis det er stort, vil det hjelpe til med å proppe opp sprekken inntil den differensielle etsningen forekommer, men etter at den er hydrolysert vil den faste syreforløperen ikke lenger være til stede og derfor, hvis det er lite, vil det ikke hindre fluidstrøm fra formasjonen til borebrønnen for produksjon.
Derfor er én utførelse av oppfinnelsen en fremgangsmåte for syrefrakturering med en fast syreforløper i fraktureringsfluidet. Dette kan gjøres på mange måter. Den faste syreforløperen er noen ganger inkludert i en ellers konvensjonell syrefraktureringsbehandling (i hvilken fluidet inneholder en syre slik som HCI, HF, en organisk syre eller blandinger derav). Syrene som er til stede innledningsvis vil tendere til å forbrukes i nær-borebrønn- eller høypermeabilitetsregionen av formasjonen, men den faste syreforløperen vil føres lengre inn i sprekken og generere syre in situ som vil etse sprekkoverflatene lengre fra borebrønnen. Det vanligste er at den faste syreforløperen er den eneste syrekilden i behandlingen. I en syrefraktureringsbehandling i hvilken syren dannes fra en fast syreforløper, kan eventuelt proppemiddel inkluderes for å hjelpe til å holde sprekken åpen inntil den faste syreforløperen har hydrolysert og blitt løst opp.
I syrefrakturering, er store mengder av fast syreforløper typisk ønskelig. Hurtig oppløsning av den faste syreforløperen er typisk ønskelig (så lenge det ikke forekommer for mye oppløsning for nær borebrønnen) fordi hvis partiklene løses opp for sakte, kan det også resultere i oppløsning av formasjonen heller enn diffe-rensiell etsning av sprekkoverflaten. Korrosjonsinhibitor skulle tilsettes i tilfelle partiklene blir fanget inn, før de når sprekken, på et sted hvor oppløsning av dem vil generere en syre som vil kontakte metallkomponenter. En passende buffermeng-de kan tilsettes til fluidet eller til partiklene for å motvirke virkningene av syre som dannes ved for tidlig hydrolyse av den faste syreforløperen.
I en viktig utførelse, blir den faste syreforløperen (med eller uten noe ytterligere fast, syrereaktivt materiale) anvendt i en fraktureringsbehandling i hvilken det er den eneste syrekilden; det virker altså som et proppemiddel inntil det hydrolyse rer. (Vanligvis blir proppemiddel ikke anvendt i syrefrakturering, selv om det kan anvendes, og slik anvendelse ville være innen omfanget av oppfinnelsen). Den faste syreforløperen blir pumpet inn i brønnen og ved temperatur, hydrolyserer til den aktive syren, og reagerer med overflaten av berget. Slike behandlinger utføres som kostnadsminimerings vann-fracs i hvilke en lav konsentrasjon, for eksempel, omkring 0,05 kg/l, av fast syreforløper eller blanding blir pumpet ved en høy hastighet, for eksempel, opp til omkring 3500 l/min eller mer, med lite eller ingen viskositetsforhøyer. De blir også utført, som er mer konvensjonelle frakturerings-behandlinger, med viskositetsforhøyere og høyere konsentrasjoner, for eksempel, opp til omkring 0,6 kg/l, av fast syreforløper eller blanding. Viskositetsforhøyerne er polymerene eller de viskoelastiske surfaktantene som typisk anvendes i frakturering, frac-pakking og gruspakking. I dette tilfellet, virker den faste syreforløperen eller blandingen som et proppemiddel og er foretrukket i form av perler i størrelsesområdet som typisk anvendes for proppemidler i hydraulisk frakturering. Når en stor mengde partikler av fast syreforløper eller blanding anvendes, kan dette nødvendiggjøre anvendelse av et mer viskøst fluid enn det som vanligvis anvendes i konvensjonell syrefrakturering. Den lavere tettheten av den faste syreforløperen eller blandingen i forhold til tettheten av konvensjonelle proppemidler, er en fordel siden den nødvendige mengden viskositetsforhøyer er mindre. Den faste syreforløperen eller blandingen virker også som en "avbryter" for viskositetsforhøyeren, og forbedrer derved opprensning og utjevning av enhver skade som kan gjøres av viskositetsforhøyeren. (Syrer er kjent for å skade eller ødelegge syntetiske polymerer og biopolymerer anvendt for å viskositetsforhøye bore-, kompletterings- og stimuleringsfluider. Syrer er også kjent for å skade eller ødelegge enten micelle/vesikkelstrukturene dannet av viskoelastiske surfaktanter eller, i noen tilfeller, selve surfaktantene). I en annen utførelse, er minst en andel av den faste syreforløperen eller blandingen i form av fibre. Fibre er kjent for å assistere i transporten av mer sfæriske partikler, og reduserer eller eliminerer behovet for viskositetsøkning.
Mengden av fast syreforløper eller blanding anvendt per enhetsareal av sprekken som skal dannes, avhenger av, blant andre faktorer, temperaturen og mengden av syre som er nødvendig. Det foretrukne konsentrasjonsområdet er mellom omkring 0,05 og omkring 0,6 kg/l (mellom omkring 0,42 og omkring 5 ppg). Det mest foretrukne området er mellom omkring 0,1 og omkring 0,3 kg/l (mellom omkring 0,83 og omkring 2,5 ppg).
Selv om en av de prinsipielle fordelene ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er at lite eller ingen avledning er krevet for å avlede syre fra markhull eller høypermeabilitetsregioner som dannes under behandlingen, kan avledere frem-deles anvendes for å avlede fluidet som inneholder et fast, syrereaktivt materiale fra allerede tilstedeværende høypermeabilitetsårer, "vugs" eller naturlige sprekker.
I tillegg til etsning av sprekkoverflater for å øke sprekkens ledningsevne, tjener syre dannet fra faste syreforløpere en rekke andre nyttige funksjoner, for eksempel, som en "avbryter" eller "avbryterhjelpestoff" for polymer eller viskoelastiske surfaktant fortykningsmidler hvis de er til stede, som et løsningsmiddel for fluidtapadditiver, eller som et løsningsmiddel for avleiringer eller finstoff, etc.
Det er en rekke partikkelfasonger som anvendes i oppfinnelsen. I den enk-leste utførelsen anvendes størrelsessorterte partikler, perler, fibre, plater eller bånd (eller andre fasonger) av fast syreforløper. Det er også innen oppfinnelsens omfang å fremstille partikler som inneholder både den faste syreforløperen og det syreløselige partikulære materialet, for eksempel å ko-ekstrudere blandinger av kalsiumkarbonat og fast syreforløper i partikler, fibre, plater eller bånd som anvendes for denne funksjonen. Kalsiumkarbonat (eller andre faste, syrereaktive materialer) belagt med fast syreforløper kan også anvendes. Konsentrasjonen av partikler i sprekken eller pakkingstettheten av partiklene i sprekken kan også anvendes for å kontrollere hastighetene av dannelse av syre og oppløsning av partikler ved å påvirke lokale konsentrasjoner av reaktanter og produkter, konvek-sjon og andre faktorer. Det er også innen omfanget av oppfinnelsen å fremstille partikler som inneholder både den faste syreforløperen og et syreløselig partikulært materiale, for eksempel å ko-ekstrudere (og eventuelt deretter å findele) blandinger av fast, syrereaktivt materiale og fast syreforløper i partikler, fibre, plater, bånd eller andre fasonger. Kalsiumkarbonat eller annet fast, syrereaktivt materiale belagt med fast syreforløper kan også anvendes.
Når faste syreforløpere eller blandinger av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer anvendes i syrefrakturering, med eller uten løselige akseleratorer, er den faste syreforløperen eller blandingen av fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale innledende inert overfor enhver annen komponent i fluidene, slik at de andre fluidene kan fremstilles og anvendes på den vanlige måten. Et hvert additiv anvendt i oljefeltbehandlingsfluider kan også inkluderes, forutsatt at de er kompatible med og ikke forstyrrer ytelsen av, den faste syreforløperen og/eller det faste, syrereaktive materialet og/eller de løselige flytende akseleratorer, hvis de anvendes og motsatt. Hvis fluidet inneholder en komponent (slik som en buffer eller en viskositetsforhøyer) som ville påvirke eller påvirkes av den faste syreforløperen eller blandingen av fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale eller løselig flytende akselerator, så kan enten mengden eller naturen av den faste syreforløperen eller blandingen av fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale eller løselig flytende akselerator, eller mengden eller naturen av den forstyrrende eller forstyrrede komponenten justeres for å kompensere for vekselvirkningen. Dette kan enkelt bestemmes ved enkle laboratorieforsøk.
Selv om sammensetningene og fremgangsmåteutførelsene ifølge oppfinnelsen er beskrevet uttrykt som produksjonsbrønner for olje og/eller gass, har sammensetningene og fremgangsmåtene andre anvendelser, for eksempel, kan de også anvendes i injeksjonsbrønner (slik som for forbedret gjenvinning eller for lagring eller avhending) eller i produksjonsbrønner for andre fluider slik som kar-bondioksid eller vann.
Eksempel 1. Melkesyre blir ikke like vanlig anvendt som en syre i oljefelt-behandlinger som maur-, eddik- og sitronsyre. Tester ble gjort for å bestemme kapasiteten melkesyre har i oppløsningen av kalsitt ved 82°C. Figur 1 viser konsentrasjonen av kalsitt i ppm (målt som Ca<++>ved ICP-AES) oppløst av reagensgrad melkesyre som en funksjon av vektprosent syre i vann. Melkesyre har en evne til å løse opp kalsitt som ligner den til eddiksyre og maursyre, og mye høyere enn sitronsyre. Disse testene viser at melkesyre dannet fra en laktatpolymer er effektiv for oppløsning av kalsiumkarbonat.
Eksempel 2. Forsøk ble utført (tabell 1) for å evaluere hydrolysehastigheten av PLA og sammenligne hydrolysehastighetene av PLA med og uten tilsatt kalsitt. PLA-en var NATUREWORKS™ PLA polylaktid resin 4042D, en polymeri-sert blanding av D- og L-melkesyre, tilgjengelig fra Cargill Dow, Minnetonka, MN, USA. Det anvendte materialet var perler med omtrent 4 mm diameter. Kalsitten var reagensgrad pulver. 45,04 gram PLA og 20 gram kalsitt, når anvendt, ble tilsatt til 500 ml destillert vann. Den viste tiden, er tiden for 100% hydrolyse.
I et annet forsøk, ble det funnet at en prøve at biaksialt strukket PLA film (omkring 0,02 mm tykk og kuttet til deler på omkring 25 mm ganger omkring 25 mm) oppnådd som NATUREWORKS™ BOPLA biaksialt orientert polymelkesyre-film MLF 100 fra Cargill Dow, Minnetonka, MN, USA, ble omtrent like enkelt opp-løst i destillert vann ved 149°C som NATUREWORKS™ PLA polylaktid resin 4042D. Disse resultatene viser at disse faste syreforløperne hydrolyserer og løses opp ved en hastighet som er passende for anvendelse som en syrekilde i syrefrakturering og at de løser opp kalsitt. Videre akselererer kalsitt, som er uløselig i vann under disse betingelsene, hastigheten av PLA hydrolyse.
Eksempel 3. Forsøk ble utført for å demonstrere virksomheten av løselige flytende akseleratorer. 45,04 gram NATUREWORKS™ PLA polylaktid resin 4042D ble tilsatt til 500 ml destillert vann. Dette ville være 1 molar melkesyre hvis den blir fullstendig hydrolysert. Varierende mengder av akselerator, som gir konsentrasjoner som spenner fra omkring 0,1 molar til omkring 1 molar ble tilsatt. Blandingen ble deretter rørt ved 90°C. Etter X timer, var fullstendig hydrolyse ikke observert. Natriumhydroksid ble funnet å være omtrent like reaktivt som propylen-glykoldiacetat; de to var mer reaktive enn kaliumhydroksid, som var mer reaktiv enn ammoniumhydroksid. Med en gang PLA-oppløsningen var initiert, ble hastigheten ikke påvirket av konsentrasjonen av tilsatt komponent.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for syrefrakturering av en undergrunnsformasjon penetrert av en borebrønn med en forsinket syre, idet fremgangsmåten omfatter: injisering av et fluid inn i formasjonen over sprekktrykk for å danne en sprekk som har overflater, idet fluidet omfatter en fast syreforløper, og enten ingen viskositetsforhøyer eller en viskoelastisk surfaktant-viskositetsforhøyer, og tillate at minst en del av den faste syreforløperen hydrolyserer for å danne syre som løser opp minst en del av overflatene i sprekken, hvori den faste syreforløperen er blandet med et fast, syrereaktivt materiale.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori den faste syreforløperen velges fra gruppen som består av laktid, glykolid, polymelkesyre, polyglykolsyre, kopolymerer av polymelkesyre og polyglykolsyre, kopolymerer av glykolsyre med andre hydroksy-, karboksylsyre-, eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper, kopolymerer av melkesyre med andre hydroksy-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper og blandinger derav.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller krav 2,
hvori det faste, syrereaktive materialet velges fra gruppen som består av magnesiumhydroksid, magnesiumkarbonat, magnesium kalsium karbonat, kalsiumkarbonat, aluminiumhydroksid, kalsiumoksalat, kalsiumfosfat, aluminiummetafosfat, natrium sink kalium polyfosfatglass, og natrium kalsium magnesium polyfosfatglass.
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori den faste syreforløperen er belagt med et hydrolyseforsinkende materiale.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori fluidet videre omfatter et vannløselig middel som akselererer hydrolysen av den faste syreforløperen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
hvori midlet velges fra gruppen som består av estere, diestere, syreanhydrider, laktoner, alkalimetall alkoksider, alkalimetallhydroksider, karbonater, bikarbonater, alkoholer, propylenglykol diacetat, ammoniumhydroksid, amider, aminer, alkanolaminer og blandinger derav.
7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori fluidet videre omfatter en syre.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
hvori syren er valgt fra gruppen som består av saltsyre, flussyre, ammoniumbifluorid, maursyre, eddiksyre, melkesyre, glykolsyre, aminopolykarboksylsyrer, poly-aminopolykarboksylsyrer, salter derav og blandinger derav.
9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori fluidet videre omfatter et proppemiddel.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US42169602P | 2002-10-28 | 2002-10-28 | |
PCT/EP2003/011835 WO2004038176A1 (en) | 2002-10-28 | 2003-10-24 | Generating acid downhole in acid fracturing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20051729L NO20051729L (no) | 2005-05-26 |
NO337717B1 true NO337717B1 (no) | 2016-06-06 |
Family
ID=32176735
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051703A NO338985B1 (no) | 2002-10-28 | 2005-04-06 | Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. |
NO20051729A NO337717B1 (no) | 2002-10-28 | 2005-04-07 | Generering av syre ved syrefrakturering nede i brønnen |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051703A NO338985B1 (no) | 2002-10-28 | 2005-04-06 | Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7265079B2 (no) |
EP (2) | EP1556458B1 (no) |
CN (2) | CN100378189C (no) |
AT (2) | ATE350428T1 (no) |
AU (2) | AU2003278106A1 (no) |
CA (2) | CA2502228C (no) |
DE (2) | DE60310978D1 (no) |
EA (2) | EA008140B1 (no) |
MX (2) | MXPA05003835A (no) |
NO (2) | NO338985B1 (no) |
WO (2) | WO2004037946A1 (no) |
Families Citing this family (314)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2002226351B2 (en) * | 2000-12-15 | 2007-07-05 | Johnsondiversey, Inc. | Device for monitoring a wash process |
US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US7079736B2 (en) | 2002-06-28 | 2006-07-18 | The Furukawa Electric Co., Ltd. | Optical fiber for WDM system and manufacturing method thereof |
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 |
US7972997B2 (en) * | 2002-09-20 | 2011-07-05 | M-I L.L.C. | Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker |
US20060058197A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
AU2003278106A1 (en) * | 2002-10-28 | 2004-05-13 | Sofitech N.V. | Self-destructing filter cake |
US6776255B2 (en) * | 2002-11-19 | 2004-08-17 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Methods and apparatus of suppressing tube waves within a bore hole and seismic surveying systems incorporating same |
US6877563B2 (en) | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
US7977281B2 (en) * | 2003-04-07 | 2011-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods for minimizing the amount of graphite particles used during drilling operations |
US20060122070A1 (en) * | 2003-04-07 | 2006-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems comprising sized graphite particles |
US7786049B2 (en) * | 2003-04-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
US20040231845A1 (en) * | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving 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 |
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 |
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 |
US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
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 |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
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 |
US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
GB2412390A (en) * | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for acid fracturing of underground formations |
GB2412389A (en) * | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for treating underground formations |
GB2412391A (en) * | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for disruption of filter cakes |
US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
US8499832B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Re-use of surfactant-containing fluids |
US9029299B2 (en) * | 2004-05-13 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles |
US8567502B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-10-29 | Baker Hughes Incorporated | Filtration of dangerous or undesirable contaminants |
US8226830B2 (en) | 2008-04-29 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Wastewater purification with nanoparticle-treated bed |
US7703531B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments |
US8196659B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
US7723272B2 (en) * | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US9540562B2 (en) | 2004-05-13 | 2017-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Dual-function nano-sized particles |
US7550413B2 (en) * | 2004-05-13 | 2009-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids |
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 |
US7595284B2 (en) * | 2004-06-07 | 2009-09-29 | Crews James B | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7621334B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7547665B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
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 |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
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 |
US20060054325A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
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 |
US7648946B2 (en) * | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
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 |
US8030249B2 (en) | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | 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 |
US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US20060172895A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US20070298977A1 (en) * | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
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 |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7905287B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
US7943555B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
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 |
US7337839B2 (en) * | 2005-06-10 | 2008-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US7833945B2 (en) * | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
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 |
US7967068B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Particles 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 |
US8921285B2 (en) | 2005-09-15 | 2014-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Particles slurried in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
GB0524196D0 (en) | 2005-11-28 | 2006-01-04 | Cleansorb Ltd | Comminutable polyesters |
US20070123433A1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation |
US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
US7748457B2 (en) * | 2006-01-13 | 2010-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Injection of treatment materials into a geological formation surrounding a well bore |
US20070173416A1 (en) * | 2006-01-20 | 2007-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment compositions for use in acidizing a well |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US7665517B2 (en) | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7691789B2 (en) * | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
US20070284097A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US20080257549A1 (en) | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
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 |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
WO2008014202A2 (en) * | 2006-07-27 | 2008-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low moelvular weight water- soluble polymers |
US7543646B2 (en) * | 2006-07-31 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids |
US7921912B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
US7926568B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
US9034802B2 (en) * | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
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 |
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 |
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 |
US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US8163826B2 (en) | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
US7786051B2 (en) * | 2006-12-07 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations |
US7544643B2 (en) * | 2006-12-07 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Viscosity enhancers for viscoelastic surfactant stimulation fluids |
US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US7935662B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
US7998908B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control and well cleanup methods |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US8541347B2 (en) * | 2007-01-26 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon-acid emulsion compositions 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 |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US8726991B2 (en) | 2007-03-02 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Circulated degradable material assisted diversion |
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 |
US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
US20080300153A1 (en) * | 2007-05-30 | 2008-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Use of Nano-Sized Clay Minerals in Viscoelastic Surfactant Fluids |
US9145510B2 (en) | 2007-05-30 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids |
US7431089B1 (en) | 2007-06-25 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations |
GB0713180D0 (en) * | 2007-07-06 | 2007-08-15 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US8496056B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7784541B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7789146B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
MX2010000999A (es) * | 2007-07-27 | 2010-03-01 | Schlumberger Technology Bv | Sistema, método y aparato para fracturación con ácido con protección anti-incrustante. |
US7886822B2 (en) * | 2007-07-27 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
US8720571B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
US8627889B2 (en) | 2007-09-27 | 2014-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling and fracturing fluid |
CN101828003B (zh) * | 2007-10-16 | 2013-04-24 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于采出烃的系统 |
CA2643872C (en) * | 2007-11-16 | 2012-08-21 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters |
GB0724191D0 (en) * | 2007-12-11 | 2008-01-23 | Cleansorb Ltd | Process fpr treatment of underground formations |
US7841411B2 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Use of polyimides in treating subterranean formations |
US20090197780A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Weaver Jimmie D | Ultrafine Grinding of Soft Materials |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US20090209439A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Acidizing treatment compositions and methods |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
US8109094B2 (en) * | 2008-04-30 | 2012-02-07 | Altarock Energy Inc. | System and method for aquifer geo-cooling |
US9874077B2 (en) * | 2008-04-30 | 2018-01-23 | Altarock Energy Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
WO2009134902A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US20090291859A1 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Michael Valls | Drilling fluid additive |
US20100004146A1 (en) * | 2008-07-02 | 2010-01-07 | Panga Mohan K R | Leak-Off Control Agent |
EP2310767B1 (en) * | 2008-07-07 | 2016-04-13 | Altarock Energy, Inc. | Enhanced geothermal systems and reservoir optimization |
KR101436841B1 (ko) * | 2008-08-19 | 2014-09-03 | 삼성전자주식회사 | 디지털 이미지 처리장치 |
US8091639B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-01-10 | University Of Utah Research Foundation | Geothermal well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature |
US7981845B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Partially neutralized polyhydroxy acids for well treatments |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
EP2370663A4 (en) * | 2008-11-13 | 2013-03-06 | Mi Llc | PARTICULAR BRIDGE AGENTS USED FOR FORMING AND BREAKING FILTRATION CAKES ON DRILLING WELLS |
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 |
US8276667B2 (en) * | 2008-12-03 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed breaking of well treatment fluids |
US7855168B2 (en) * | 2008-12-19 | 2010-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for removing filter cake |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
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 |
US8413719B2 (en) * | 2009-03-11 | 2013-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Relative permeability modification |
US9139759B2 (en) * | 2009-04-02 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive |
US20100273685A1 (en) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and composition relating to the chemical degradation of degradable polymers |
EP2435658A1 (en) * | 2009-05-29 | 2012-04-04 | Altarock Energy, Inc. | System and method for determining the most favorable locations for enhanced geothermal system applications |
US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
WO2010144872A1 (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-16 | Altarock Energy, Inc. | An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
WO2010148226A2 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for fluid loss control |
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 |
US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
US20110198089A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-08-18 | Panga Mohan K R | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US7923415B2 (en) * | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
WO2011047096A1 (en) * | 2009-10-14 | 2011-04-21 | Altarock Energy, Inc. | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
US8580151B2 (en) | 2009-12-18 | 2013-11-12 | Lummus Technology Inc. | Flux addition as a filter conditioner |
US20110186293A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Gurmen M Nihat | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications |
WO2011096968A1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-08-11 | Danimer Scientific, Llc | Degradable polymers for hydrocarbon extraction |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US10012061B2 (en) * | 2010-05-10 | 2018-07-03 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
US8714256B2 (en) | 2010-06-18 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing |
US9441447B2 (en) * | 2010-06-18 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing |
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 |
US8297358B2 (en) | 2010-07-16 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Auto-production frac tool |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
EP2450416B1 (en) | 2010-10-13 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore |
JPWO2012050187A1 (ja) * | 2010-10-14 | 2014-02-24 | 株式会社クレハ | 石油掘削補助用分散液 |
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 |
WO2012121294A1 (ja) * | 2011-03-08 | 2012-09-13 | 株式会社クレハ | 坑井掘削用ポリグリコール酸樹脂粒状体組成物及びその製造方法 |
CN102220861A (zh) * | 2011-05-06 | 2011-10-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种酸酯配合定向破胶方法 |
US8869898B2 (en) | 2011-05-17 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US20120305247A1 (en) | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US9863230B2 (en) | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
AU2011372058A1 (en) * | 2011-06-27 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use |
FR2987366B1 (fr) * | 2012-02-24 | 2014-02-14 | IFP Energies Nouvelles | Solution pour procede d'alteration homogene par attaque acide d'un echantillon de roche carbonatee, procede d'obtention de la solution, et procede d'alteration homogene |
US8905134B2 (en) * | 2012-03-05 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
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 |
RU2527437C2 (ru) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Способ термохимического разрыва пласта |
MX365975B (es) | 2012-04-09 | 2019-06-21 | Mi Llc | Activación del calentamiento de los fluidos de un pozo utilizando nanomateriales de carbono. |
EP2843090A4 (en) * | 2012-04-27 | 2015-10-28 | Kureha Corp | BRIEF POLYGLYCOLIC ACID RESIN FIBERS AND BOROON TREATMENT LIQUID |
CN102676150B (zh) * | 2012-05-28 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于酸压裂增产改造的固体酸 |
CA2868975C (en) * | 2012-06-07 | 2017-02-14 | Kureha Corporation | Member for hydrocarbon resource collection downhole tool |
CN103590803B (zh) * | 2012-08-13 | 2017-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固体酸酸压裂工艺方法 |
US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9702238B2 (en) * | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
WO2014092146A1 (ja) | 2012-12-12 | 2014-06-19 | 東洋製罐株式会社 | 掘削用分散液及びそれを用いた地下資源の採掘方法 |
US9528044B2 (en) * | 2013-01-04 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods using stimulation-capable drill-in and completion fluids |
US20150361326A1 (en) * | 2013-01-18 | 2015-12-17 | Kureha Corporation | Well treatment fluid material and well treatment fluid comprising the same |
US20140262228A1 (en) | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications |
US20140274820A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Danimer Scientific, Llc | Degradable polymers and method for fracking applications |
US20140345871A1 (en) * | 2013-05-24 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Henna Corrosion Inhibitor for Acid in a Well |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
WO2015020656A1 (en) | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverting resin for stabilizing particulate in a well |
US9714375B2 (en) | 2013-08-22 | 2017-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Delayed viscosity well treatment methods and fluids |
WO2015038491A1 (en) * | 2013-09-11 | 2015-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs |
US9938810B2 (en) * | 2013-09-16 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations |
JP2015059376A (ja) * | 2013-09-20 | 2015-03-30 | 東レ株式会社 | 地下からの気体状炭化水素及び/または液体状炭化水素の採取方法 |
WO2015041678A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for etching fractures and microfractures in shale formations |
EP3058048B1 (en) | 2013-10-16 | 2018-06-27 | API Institute | Method for treating a subterranean formation |
CN104140797B (zh) * | 2013-10-29 | 2019-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气驱防窜剂及其应用方法 |
EP3066173A1 (en) | 2013-11-07 | 2016-09-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermally activated strong acids |
JP6264960B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2018-01-24 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸組成物 |
US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
MX2016013503A (es) | 2014-04-15 | 2017-01-23 | Schlumberger Technology Bv | Fluido de tratamiento. |
US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
WO2015161205A1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-10-22 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10428265B2 (en) | 2014-05-07 | 2019-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
US20150330199A1 (en) * | 2014-05-15 | 2015-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing acidizing treatment of a formation having a high bottom hole temperature |
US10287865B2 (en) | 2014-05-19 | 2019-05-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation |
US9951265B2 (en) * | 2014-06-17 | 2018-04-24 | Chevron U.S.A. Inc. | System and methods to deliver energy downhole |
CN105713593A (zh) * | 2014-08-12 | 2016-06-29 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 超低温过冷收缩与扩大纳米孔缝压裂液sse配制方法 |
CN105715242B (zh) * | 2014-08-12 | 2019-01-29 | 成都能生材科技开发有限责任公司仁寿分公司 | 不加砂超低温过冷冷缩热胀造缝纳米压裂技术 |
CN105331353A (zh) * | 2014-08-12 | 2016-02-17 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 可燃冰过冷液化和纳米孔缝降压降凝剂scd配制方法 |
GB2542306B (en) | 2014-09-30 | 2021-07-28 | Halliburton Energy Services Inc | Solid acids for acidizing subterranean formations |
WO2016072877A1 (en) | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
JP6451250B2 (ja) * | 2014-11-19 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 水圧破砕法を利用しての地下資源の採掘方法及び水圧破砕に用いる流体に添加される加水分解性ブロッキング剤 |
US9809716B2 (en) | 2015-01-14 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for protecting acid-reactive substances |
US10030471B2 (en) | 2015-07-02 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
CN105041289B (zh) * | 2015-07-13 | 2016-06-01 | 中国石油大学(北京) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 |
US10190388B2 (en) | 2015-10-15 | 2019-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter fluid diverter fluid |
AU2015413352B2 (en) * | 2015-10-29 | 2021-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carrier-free treatment particulates for use in subterranean formations |
WO2017079396A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
US10689564B2 (en) | 2015-11-23 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications |
CN106947439B (zh) * | 2016-01-07 | 2019-11-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种pH响应型钻井液铝基防塌剂及其制备方法 |
US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US11618849B2 (en) | 2016-06-24 | 2023-04-04 | Cleansorb Limited | Shale treatment |
CA3123762C (en) * | 2016-10-27 | 2023-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically controlled propellant materials for subterranean zonal isolation and diversion |
CN106833596B (zh) * | 2016-12-21 | 2020-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可自生成酸的压裂液及其制备方法和应用 |
CA3058974A1 (en) | 2017-04-07 | 2018-10-11 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid |
BR112019017827A2 (pt) * | 2017-04-21 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services Inc. | Método para perfurar um furo de poço |
WO2018237237A1 (en) | 2017-06-23 | 2018-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | COMPOSITIONS AND METHODS FOR CONTROLLING STRONG ACID SYSTEMS |
WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
CA3103348A1 (en) * | 2018-06-26 | 2020-01-02 | Total Corbion Pla Bv | Process for the preparation of lactide and polylactide mixture |
US10934474B2 (en) * | 2018-09-13 | 2021-03-02 | Baker Hughes Holdings Llc | Method to generate acidic species in wellbore fluids |
EP3853320B1 (en) | 2018-09-21 | 2023-10-25 | ConocoPhillips Company | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material |
WO2020076993A1 (en) | 2018-10-10 | 2020-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures |
US11268367B2 (en) * | 2019-03-27 | 2022-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing a wellbore with enhanced treatment fluid placement in a subterranean formation |
CN109913195A (zh) * | 2019-04-25 | 2019-06-21 | 西南石油大学 | 一种提高酸压有效作用距离的包裹酸 |
CN114174464A (zh) * | 2019-08-02 | 2022-03-11 | 利安德巴塞尔先进聚合物公司 | 用于完井和修井操作的加重的流体损失控制丸 |
CN111088004B (zh) * | 2019-12-24 | 2022-04-26 | 北京易联结科技发展有限公司 | 一种解堵促溶固体酸、其制备方法及应用 |
CN111154477B (zh) * | 2020-02-03 | 2020-07-31 | 西南石油大学 | 一种对储层无伤害的高效缓速固体酸体系 |
CN111364964B (zh) * | 2020-02-03 | 2020-09-25 | 西南石油大学 | 一种固体缓速酸的注入方法 |
WO2021233782A1 (en) | 2020-05-20 | 2021-11-25 | Nouryon Chemicals International B.V. | Salt of monochloroacetic acid with acid for delayed acidification in the oil field industry |
US11802852B2 (en) | 2020-06-25 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Testing methodology to monitor the on-set of solid acid hydrolysis using sonic waves |
WO2022029692A1 (en) | 2020-08-06 | 2022-02-10 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives |
US20220112422A1 (en) * | 2020-10-09 | 2022-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulic fracturing in hydrocarbon-bearing reservoirs |
US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
US11732180B1 (en) | 2022-11-30 | 2023-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment composition including a polylactic acid for a well and method relating thereto |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
EP0401431A1 (en) * | 1988-02-16 | 1990-12-12 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
US4585482A (en) * | 1984-05-25 | 1986-04-29 | Southern Research Institute | Long-acting biocidal compositions and method therefor |
US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
US4961466A (en) | 1989-01-23 | 1990-10-09 | Halliburton Company | Method for effecting controlled break in polysaccharide gels |
US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
US5325921A (en) * | 1992-10-21 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates |
US5439057A (en) * | 1994-04-29 | 1995-08-08 | Halliburton Company | Method for controlling fluid loss in high permeability formations |
US5680900A (en) * | 1996-07-23 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
AU742248B2 (en) * | 1997-05-02 | 2001-12-20 | Cargill Incorporated | Degradable polymer fibers; preperation; product; and methods of use |
US6131661A (en) * | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
US6207620B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-03-27 | Texaco Inc. | Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
GB2351098B (en) * | 1999-06-18 | 2004-02-04 | Sofitech Nv | Water based wellbore fluids |
US6432885B1 (en) | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
US6509301B1 (en) * | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
NO20002137A (no) * | 2000-04-26 | 2001-04-09 | Sinvent As | Reservoarovervåkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere |
US6394185B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
US6949491B2 (en) * | 2001-09-26 | 2005-09-27 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
US6817414B2 (en) * | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
US20060058197A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
AU2003278106A1 (en) * | 2002-10-28 | 2004-05-13 | Sofitech N.V. | Self-destructing filter cake |
US20060054325A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
-
2003
- 2003-10-17 AU AU2003278106A patent/AU2003278106A1/en not_active Abandoned
- 2003-10-17 US US10/605,687 patent/US7265079B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-17 EP EP03769417A patent/EP1556458B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-17 EA EA200500731A patent/EA008140B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-10-17 MX MXPA05003835A patent/MXPA05003835A/es active IP Right Grant
- 2003-10-17 CN CNB2003801022760A patent/CN100378189C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-17 CA CA2502228A patent/CA2502228C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-17 AT AT03769417T patent/ATE350428T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-10-17 WO PCT/EP2003/011564 patent/WO2004037946A1/en active IP Right Grant
- 2003-10-17 DE DE60310978T patent/DE60310978D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-24 WO PCT/EP2003/011835 patent/WO2004038176A1/en active IP Right Grant
- 2003-10-24 AT AT03776870T patent/ATE403710T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-10-24 EA EA200500735A patent/EA007303B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-10-24 AU AU2003286141A patent/AU2003286141A1/en not_active Abandoned
- 2003-10-24 MX MXPA05004109A patent/MXPA05004109A/es active IP Right Grant
- 2003-10-24 DE DE60322732T patent/DE60322732D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-24 CA CA002502159A patent/CA2502159C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-24 CN CN200380102285.XA patent/CN1708632B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-24 EP EP03776870A patent/EP1556582B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-27 US US10/605,784 patent/US7166560B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-04-06 NO NO20051703A patent/NO338985B1/no not_active IP Right Cessation
- 2005-04-07 NO NO20051729A patent/NO337717B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-05-19 US US11/419,410 patent/US7482311B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
EP0401431A1 (en) * | 1988-02-16 | 1990-12-12 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337717B1 (no) | Generering av syre ved syrefrakturering nede i brønnen | |
CA2577874C (en) | Selective fracture face dissolution | |
US7540328B2 (en) | Solid sandstone dissolver | |
US7691789B2 (en) | Self-cleaning well control fluid | |
US8183179B2 (en) | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection | |
US7219731B2 (en) | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems | |
US7455112B2 (en) | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations | |
US8627889B2 (en) | Drilling and fracturing fluid | |
US20090025933A1 (en) | System, Method, and Apparatus for Acid Fracturing with Scale Inhibitor Protection | |
GB2412390A (en) | Process for acid fracturing of underground formations | |
MXPA06014861A (en) | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |