NO340918B1 - Fremgangsmåte for oppsprekking - Google Patents

Fremgangsmåte for oppsprekking Download PDF

Info

Publication number
NO340918B1
NO340918B1 NO20013950A NO20013950A NO340918B1 NO 340918 B1 NO340918 B1 NO 340918B1 NO 20013950 A NO20013950 A NO 20013950A NO 20013950 A NO20013950 A NO 20013950A NO 340918 B1 NO340918 B1 NO 340918B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
fibers
fracture
suspension
mixtures
solid particulate
Prior art date
Application number
NO20013950A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20013950L (no
NO20013950D0 (no
Inventor
Bentley J Palmer
Jesse Ching-Wang Lee
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20013950D0 publication Critical patent/NO20013950D0/no
Publication of NO20013950L publication Critical patent/NO20013950L/no
Publication of NO340918B1 publication Critical patent/NO340918B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/921Specified breaker component for emulsion or gel
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
  • Mechanical Treatment Of Semiconductor (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Description

Referanser til relaterte patentsøknader
For denne patentsøknad kreves prioritet fra U.S. Provisional Application Ser. No. 60/120616, inngitt 18. februar 1999.
Oppfinnelsesområdet
Oppfinnelsen vedrører frakturering av underjordiske formasjoner, spesielt ved hydrokarbonbrønnutbygging eller i hydrokarbonbrønngjenopptagelse.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Ved utvinning av hydrokarbonverdier fra underjordiske formasjon er det vanlig praksis, særlig ved formasjoner som har lav permeabilitet, å frakturere den hydrokarbonbærende formasjon for å tilveiebringe strømningskanaler for å lette produksjonen av hydrokarbonene til borehullet. Ved slike fraktureringsoperasjoner blir et fluid (fraktureringsfluid) hydraulisk injisert ned i en brønn som penetrerer den underjordiske formasjon og presses mot formasjonen ved hjelp av trykk. Ved denne prosedyre tvinges formasjonene til å sprekke opp eller frakturere, og proppemiddel, generelt faste partikler tilpasset til å holde frakturen åpen når fraktureringstrykket avlastes, anbringes i frakturen. Hvis fraktureringsoperasjonen er vellykket, vil den utviklede sprekk eller fraktur tilveiebringe forbedret strømning av det utvinnbare fluid, for eksempel olje eller gass, inn i brønnen.
U.S. patent 5.439.055; U.S. patent 5.330.005; og U.S. patent 5.501.275 omhandler prosedyrer og blandinger for behandling av underjordiske formasjoner for å oppnå forbedret utvinning. Oppfinnelsen ifølge disse patentskrifter erkarakterisert vedbruken eller nærværet av partikkelformede materialer og forskjellige faste materialer, hvor det er lagt vekt på dannelse av matrikser av fast materiale og partikkelformet materiale, eller "pakningselementer" i formasjonen. Inkludert blant de mange forskjellige faste materialer som omhandles og som kan anvendes ved dannelsen av pakningselementer eller matriks er forskjellige typer av fibrøse materialer som for eksempel fiber og glass, keramikk, karbon, naturlige eller syntetiske poylmerer, eller metallfilamenter. Viktige aspekter ved de anvendte prosedyrer er dannelsen av stabiliserte matrikser og forhindring av at proppemiddel strømmer tilbake fra de underjordiske formasjoner.
Mens en rekke forskjellige fluider kan anvendes for frakturering, avhengig av operasjonsomstendighetene, vil et typisk fraktureringsfluid, inklusive de initiale eller "pute" fluid (uten noe proppemiddel) som anvendes, foretrukket omfatte eller bestå av en fortykket eller gendannet vandig oppløsning. Etter initiering av fraktureringen ved hjelp av "puten" blir det geldannede eller fortykkede fluid vanlig anvendt i trinnet med frakturutvidelsen ha oppslemmet deri proppemiddel-partiklene, idet de sistnevnte hovedsakelig er uoppløselig i formasjonsfluidene. Egnede proppemiddelmaterialer inkluderer men er ikke begrenset til sand, valnøttskall, sintret bauksitt, eller liknende materiale. En mer fullstendig beskrivelse av fraktureringsprosedyre finnes i U.S. patent 4.470.915 (Conway).
For å oppnå disse trinn omfatter det fluid som velges for frakturering vanlig en væske hvis viskositet er tilstrekkelig til å transportere proppemiddel i suspensjon ned i brønnen og som kan være geldannet eller sammensatt til å fortykke eller geldanne for å fremme åpning eller utvidelse av frakturen og avsette proppemiddelet i frakturen. I en kjent prosedyre vil for eksempel fluidet som bærer proppemiddelet og som inneholder et geldannende middel eller geldanner og et tverrbindingsmiddel for å tverrbinde gelmiddelet, også inneholde et forsinkelses-middel som forsinker tverrbindingsvirkningen av tverrbindingsmiddelet på gelmiddelet inntil fraktureringsoperasjonen pågår eller er påbegynt. Som det godt forstås av de fagkyndige, etter komplettering av fraktureringsoperasjonen, er det for å sikre utvinning av de ønskede hydrokarboner imidlertid nødvendig å fjerne eller "bryte" gelen i frakturen som er skapt slik at strømning av hydrokarbonene gjennom frakturen og proppemiddelpakningselementene og inn i borehullet iverksettes. For dette formål er det blitt utviklet en rekke forskjellige "brytemiddel" - sammensetninger og "bryte"-prosedyrer.
Spesielt inkluderer brytemiddel som har vært anvendt forskjellige enzymer (U.S. patent 5.067.566), og i karboksylsyreesteret (U.S. patent 5.223.159). U.S.
Patent 4.848.467 lærer anvendelse av hydroksy eddiksyre kondensasjonsprodukt i en fraktureringsprosedyre som anvender en hydrolyserbar vandig gel. Ifølge det sistnevnte patentskrift virker hydroksy eddiksyre kondensasjonsproduktet, som er et polymert materiale med lav molekylvekt, som etfiltreringstapstilsetningsstoff og nedbrytes ytterligere ved formasjonsbetingelsene til å tilveiebringe hydroksy eddiksyre som bryter den vandige gel, gjenoppretter formasjonspermeabiliteten uten behov for separat tilsetning av et gelbrytemiddel. Den kommersielle anvendelse av denne prosedyre er ikke kjent.
Til tross for den utviklede tilstand innen brytemiddelprosedyrer, har det foreligget rom for forbedring. Mens "brytemiddel" blandinger er vel kjent, vil slike blandinger, med unntagelse av den ovennevnte blanding ifølge U.S. patent 4.848.467, foreksempel generelt resultere i liten eller ingen ytterligere funksjon i fraktureringsfluidsuspensjonen, og kan sies å anvendes ganske enkelt for transporten ned i brønnen. En ny brytemiddelmetode, som ville tilveiebringe ytterligere fordeler, i det minste i noen utførelsesformer, ville følgelig ha signifikant teknisk og kommersiell fordel. Oppfinnelsen tilveiebringer en slik metode.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for frakturering av en underjordisk formasjon,karakterisert vedat den omfatter tilveiebringelse av en fluidsuspensjon omfattende en vandig væske, et gelmiddel i en mengde tilstrekkelig til å geldanne fluidsuspensjonen, proppemiddel, og fast partikkelformet substans omfattende en organisk polymer forbindelse med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 10.000, eller blanding av slike forbindelser, idet forbindelsen eller forbindelsene reagerer eller spaltes over tid under nedbrønns betingelser i en mengde i det minste tilstrekkelig til å tilveiebringe en konsentrasjon av en blanding eller blandinger, etter slik reaksjon eller spaltning av den partikkelformede substans, effektiv til å nedbryte gel dannet av suspensjonen; fluidsuspensjonen pumpes nedbrønns under frakturerende betingelser og en fraktur i den underjordiske formasjon dannes eller utvides, og geldannet suspensjon avsettes i frakturen; geldannet suspensjon i den nevnte fraktur får brytes på grunn av nedbrytning av den nevnte blanding eller blandinger.
Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Generelt vedrører oppfinnelsen en ny og forbedret metode for å bryte en fluid suspensjonsgel. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen en forbedret fraktu-reringsprosess eller metode, og en ny fraktureringsblanding eller suspensjon, idet oppfinnelsen erkarakterisert veden forbedret brytemiddelmekanisme. I et særlig fordelaktig aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en ny metode for frakturering som innebærer forbedret substansoverføring eller mobilitet, for eksempel forbedret transport av proppemiddel og/eller andre faststoffer ned i brønnen, sammen med eller kombinert med forbedrede gelbrytemidler. Ved enda en ytterligere utførelsesform tilveiebringer oppfinnelsen en metode for frakturering, inklusive tilveiebringelse og anvendelse av en fraktureringsfluidsuspensjon inneholdende en effektiv mengde av et fast partikkelformet brytemiddelmateriale med forsinkede bryte- eller nedbrytningskarakteristikker, og som ytterligere inkluderer en mengde av bestandige fibre og/eller plateformede partikler tilstrekkelig til å forbedre transport av brønnhullsfaststoffet, som for eksempel proppemiddel.
I et aspekt tilveiebringes således fast partikkelformet substans, som omfatter eller består av en nærmere angitt organisk polymer forbindelse eller blanding med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 10.000 eller en blanding av slike forbindelser eller blandinger, idet denne faste organiske polymere substans reagerer eller spaltes, som beskrev i det følgende, i et fraktureringsfluid med eller inneholdende et nærmere angitt gelmiddel og proppemiddel for å danne en fraktureringsfluidsuspensjon, og den dannede suspensjon pumpes nedbrønns og avsettes som en geldannet suspensjon i den underjordiske formasjon, generelt under fraktureringsbetingelser. Som anvendt heri refererer betegnelsen "partikkelformet substans" til små separate partikler, deler eller fragmenter, i alle mulige fasonger, inklusive fibrøse materialer (fibre) og/eller flateformede partikler, av det eller de nærmere angitte organiske polymere materiale, som mer fullstendig beskrevet i det følgende. Vanlig blir den faste organiske polymeren partikkelformede substans tilveiebrakt i suspensjonen i det minste i en mengde tilstrekkelig (eller tilstrekkelig mengde) til over tid å tilveiebringe en mengde eller konsentrasjon av en blanding eller blandinger effektive for å nedbryte eller spalte den geldannede suspensjon i formasjonen enten fullstendig eller i en ønsket grad.
I det vanlige tilfellet anvendes en mengde av organisk polymert partikkelformet substans, som beskrevet senere, og som tilveiebringer en mengde av sine reaksjonsprodukter, eller nedbrytnings- eller spaltningsprodukter, etter reaksjon med eller spaltningen av den organiske polymeren partikkelformede substans over tid i nedbrønnsmiljøet, som også definert i det følgende, effektiv til å nedbryte eller spalte den geldannede suspensjon idet mer enn en mekanisme for å bryte den geldannede suspensjon er mulig. Ved å tillate at det organiske polymere materiale kan reagere eller spaltes i nedbrønnsmiljøet eller ved nedbrønnsbetingelsene er følgelig den mengde av det organiske polymere partikkelformede materialet som reageres eller spaltes således effektivt "fjernet" fra frakturen ved dens reaksjon eller spaltning i frakturen, idet et eller flere endelige produkter fra slik reaksjon eller spaltning med nedbrytning eller reaksjon med gelen eller den geldannede suspensjon, eller en eller flere av gelens komponenter, slik at gelen derved spaltes eller brytes. Alternativt kan andre brytemiddelblandinger være tilstede, i ønskede mengder, slik at bryteprosedyren ifølge oppfinnelsen kan tilpasses finkontroll av operatøren.
Mens brytermekanisme erkjennelsen ifølge oppfinnelsen er egnet til hvilken som helst konvensjonell fraktureringsprosedyre er oppfinnelsen særlig tilpasset fraktureringsprosedyrer som anvender fibre og/eller plateformede partikler for å styrke proppemiddelpakningselementet, særlig hvis den organiske polymere partikkelformede substans som anvendes også er i form av fibre. Ytterliggere, uansett proppemiddel/pakningselementkarakteristikkene i frakturen er oppfinnelsen særlig fordelaktig ved frakturering av underjordiske formasjoner ved høy temperatur, for eksempel underjordiske formasjoner med en temperatur på fra omtrent 107°C eller høyere. I særlig foretrukne utførelsesformer tillater egnet innstilling av brytemiddelsammensetning, inklusive variasjon av eller bruk av flere partikkelstørrelser eller typer av organiske polymere materialer, og/eller pH kontroll, forbedret og fordelaktiv tidsinnstilling av gelbryteoperasjonen.
Det beskrives også en ny fraktureringsfluidblanding eller suspensjon for å gjennomføre de ovennevnte prosedyrer og foranstaltninger. Slike blandinger kan også inkludere komponenter for pH regulering for både geldannelse og for å påskynde eller forsinke reaksjon eller spaltning av den ovennevnte organiske polymere partikkelformede substans. Med mindre annet er angitt eller selvinnlysende fra sammenhengen er alle prosentandeler gitt heri på vektbasis, basert på vekten av fluidet. Andre variasjoner og aspekter ved oppfinnelsen vil fremgå av det fortsatte beskrivelse og etterfølgende patentkrav.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 i tegningene illustrerer resultatene av tester gjennomført med spesifikk organisk polymert partikkelformet substans, i dette tilfellet 6,35 mm, 1,5 denier "Dacron" (poletylen tereftalat)fibre. Figur 2 illustrerer resultatene av tester gjennomført ved bruk av 6,4 mm, 6,0 denier "Dacron" fibre.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Ifølge oppfinnelsen blir den faste organiske polymere partikkelformede substansblanding valgt for sine endelige og forsinkede reaktivitet- og/eller nedbrytningskarakteristikker ved tilveiebringelse av den nødvendige gelbrytningsvirkning og rensevirkning, idet det selvfølgelig er nødvendig at blandingens reaktivitet eller nedbrytning i fluidsuspensjonen blir tilstrekkelig gradvis, utsatt eller forsinket (retardert) tillatt dannelse av en gel av suspensjonen ikke signifikant inhiberes eller at den geldannede suspensjon brytes før fraktureringsoperasjonen er gjennomført i ønsket grad. Det vil si at den faste organiske polymere partikkelformede substans ikke skal reagere med andre komponenter i fluidet eller at partiklene skal fjernes og/eller transporteres og heller ikke formasjonskomponentene saltes eller nedbrytes i fluidsuspensjonen, i en hurtigere takt enn ønsket. Egnetheten av det spesielle faste organiske polymere partikkelformede materialet eller blandningen eller blandingene kan bestemmes ved testing som illustrert i det følgende, og en blanding eller blandinger kan for eksempel fremstilles ved sammenblanding, eller kan velges, som nedbryter eller spaltes i en takt tilsvarende den tid som kreves for å gjennomføre fraktureringsoperasjonen, som bestemt ved hjelp av slik testing. Følgelig kan den faste organiske polymere partikkelformede substans som anvendes ved oppfinnelsen velges fra en lang rekke forskjellige organiske polymere materialer av den nevnte type, forutsatt at partiklene har slike forsinkede reaktivitets- og/eller spaltningskarakteristikker. Således kan det anvendes naturlige og syntetisk organiske polymerer eller elastomerer med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 10.000, foretrukket minst 15.000 til 18.000, og mest foretrukket minst 100.000, som bestemt ved hjelp av størrelses eksklusjonskromatografi eller annen passende metode, og som har de nødvendige reativitets- og/eller spaltningskarakteristikker. Som anvendt heri skal uttrykkene "organisk polymer" som anvendt for "forbindelse" og "materiale", og "organisk polymer" og "polymer" forstås å inkludere ikke bare polymerisasjonsprodukter av en monomer, men kopolymer, terpolymer, etc. Ytterligere kan det anvendes alle typer av blandinger av de nevnte materialer. For eksempel kan det anvendes egnede polymer partikkelformet substans avledet fra cellulose, akrylsyre, aramider, akrylnitril, polyamider, vinyliden, olefiner, diolefiner, polyester, polyuretan, vinylalkohol, og vinylklorid. Foretrukne blandinger, under forutsetning av de nødvendige reaktivitets- og/eller spaltningskarakteristikker kan velges fra rayon, acetat, triaceat, bomull, ull (cellulosegruppe); nylon, akryl, modakryl, nitril, polyester, såran, spandeks, vinyon, olefin, vinyl, (syntetisk polymergruppe); azlon, gummi (protein og gummigruppe), og blandinger derav. Polyester- og polyamidpartikler med tilstrekkelig molekylvekt, som for eksempel henholdsvis "Dacron" og nylon, blandinger derav, er mest foretrukket. Også her kan det anvendes sammensatte partikler, omfattende naturlige og/eller syntetiske materialer med passende karakteristikker. For eksempel kan en egnet sammensatt partikkel omfatte en kjerne og skjermstruktur hvor skjermmaterialet og kjernematerialet nedbrytes over forskjellige ønskede tidsperioder. Forbindelsene eller blandingene anvendt som organisk polymert materiale ifølge oppfinnelsen behøver ikke være rene, og kommersielt tilgjengelige materialer inneholdende forskjellige tilsetningsstoffer, fyllstoffer, etc. eller som har overtrekk, kan anvendes så lenge som slike komponenter ikke innvirker med den nødvendige aktivitet.
Som angitt vil den mengde av organisk polymerpartikkelformede substans som tilføres være tilstrekkelig for den nødvendige oppgave, det vil si en tilstrekkelig eller effektiv mengde, en mengde tilstrekkelig til å gi en tilstrekkelig konsentrasjon av en blanding eller blandinger som er effektive til å nedbryte med den geldannede suspensjon i den ønskede grad. Normalt, som også angitt, vil denne blanding eller disse blandinger omfatte et eller flere av de endelige reaksjons- eller spaltningsprodukter av det organiske polymere materiale. Foretrukket kan det organiske polymere partikkelformede substansnivå, det vil si konsentrasjonen som initialt tilveiebrakt i fluidet, være i området fra 0,02 vektprosent opptil omtrent 10 vektprosent av fluidet. Mer foretrukket er imidlertid konsentrasjonsområdene fra omtrent 0,02 vektprosent til omtrent 5,0 vektprosent av fluidet.
Partikkelstørrelse og fasong, selv om de er viktige, kan varieres i betraktelig grad, avhengig av tidspunkt- og transportbetraktninger. Foretrukket, om det anvendes uregelmessige eller kuleformede partikler av den organiske polymer, kan partikkelstørrelsen være i området fra maskestørrelser fra 80 mesh opptil 2,5 mesh(Tyler), foretrukket fra 60 mesh til 3 mesh. Fibre og/eller plateformede partikler av de angitte polymere materialer er foretrukket for deres mobilitet og overføringsfremmende evne. I tilfellet av fibre av den organiske polymer kan de ifølge oppfinnelsen anvendt fibre også ha et stort område av dimensjoner og egenskaper. Som anvendt heri referer betegnelsen "fibre" til legeme eller masse, som for eksempel filamenter, av et eller flere naturlige eller syntetiske materialer med en dimensjon signifikant lengre enn de andre to dimensjoner, som er i det minste liknende i størrelse, og inkluderer videre blandinger av slike materialer med flere størrelser og typer. Foretrukket, i samsvar med oppfinnelsen, kan individuelle fiberlengder være i området oppover fra omtrent 1 mm. Praktiske begrensninger for utstyr for håndtering, blanding og pumping ved brønnhullsanvendelser begrenser for tiden den praktiske anvendelseslengde av fibrene til omtrent 100 mm. Følgelig vil et foretrukket område for fiberlengde være fra omtrent 1 mm til omtrent 100 mm eller så, idet en mest foretrukket lengde er fra minst omtrent 2 mm opptil omtrent 30 mm. Liknende vil fiberdiametre foretrukket være i området fra omtrent 5 mikrometer, idet foretrukket område er fra omtrent 5 mikrometer til omtrent 40 mikrometer, mest foretrukket fra omtrent 8 mikrometer til omtrent 20 mikrometer, avhengig avfibermodulen, som er fullstendig beskrevet i det følgende. Et forhold mellom lengde og diameter (under den antagelse at tverrsnittet av fiberen er sirkulært) på mer enn 50 foretrekkes. Fibrene kan imidlertid ha en rekke forskjellig former i området fra enkle runde eller ovale tverrsnittsområder til mer komplekse former som for eksempel trilober, åttetalls, stjerneformet, rektangulært tverrsnitt eller liknende. Foretrukket vil det bli anvendt generelt rette fibre med runde eller ovale tverrsnitt. Krumme, krusede, forgrenede, spiralformede, hule, fibrilerte og andre tredimensjonale fibergeometrier kan anvendes. Fibrene kan videre være forsynt med haker på en eller begge ender. Fiber og plateformede partikkeldensiteter er ikke kritisk og vil foretrukket være i området fra mindre enn 1 til 4 g/m<3>eller mer.
De fagkyndige vil erkjenne at en skillelinje mellom det som utgjør "plateformede partikler" på den ene side og "fibre" på den annen side gjerne vil være tilfeldig, idet plateformede partikler i praksis vil være forskjellige fra fibre ved at de bare har to dimensjoner med sammenlignbar utstrekning som begge er signifikant større enn den tredje dimensjon, mens fibre som angitt generelt har en dimensjon som er signifikant større enn de andre to dimensjoner, som har liknende størrelse. Som anvendt her blir betegnelsene "plateformet partikkel" eller "plateformede partikler" anvendt i sin vanlige mening, og antyder flathet eller utstrekning i to spesielle dimensjoner, snarere enn i en dimensjon, og kan også forstås å inkludere blandinger av begge forskjellige typer og størrelse. Generelt kan det anvendes spon, skiver, plater, filmer og strimler av det eller de polymere materialer. Konvensjonelt skal betegnelsen "aspektforhold" forstås å være forholdet mellom en dimensjon, spesielt en dimensjon av en overflate, og en ytterligere dimensjon. Som anvendt heri tas betegnelsen for å indikere forholdet mellom diameteren av overflatearealet av den største side av et segment av materialet, ved å behandle eller anta at dette segment overflateareal er sirkulært, og tykkelsen av materialet (gjennomsnittlig). Følgelig vil de plateformede partikler anvendt ved oppfinnelsen ha et gjennomsnittlig aspektforhold fra omtrent 10 til omtrent 10.000, foretrukket fra 100 til 1.000. Foretrukket vil de plateformede partikler være større enn 5 mikrometer i den korteste dimensjon, idet dimensjonene av en plateformet partikkel som kan anvendes ved oppfinnelsen er for eksempel 6 mm x 2 mm x 15 nm.
Med et særlig foretrukket aspekt ved oppfinnelsen kan partikkelstørrelse av den organiske polymere partikkelformede substans styres eller reguleres til å fremme eller bremse reaksjonen eller nedbrytningen av den geldannede suspensjon i frakturen. Således kan for eksempel av det totale partikkelformede substansinnhold 20% omfatte større partikler, foreksempel større enn 100 mikrometer, og 80% for eksempel 80% mindre enn 20 mikrometer partikler. Slik blanding i den geldannede suspensjon kan på grunn av overflatearealbetrak-tninger bevirke en forskjellig tid for komplettering av reaksjon eller spaltning av den partikkelformede substans, og følgelig tiden for komplettering av gelspaltning eller bryting, sammenliknet med den tid som tilveiebringes av en forskjellig partikkel-størrelsesfordeling.
Utvelgelsen av fluidet eller væsken for dannelse av suspensjonen med det faste organiske polymere partikkelformede materialet og andre komponenter, som gelmiddel og proppemiddel, er i stor grad et valg innenfor evnen for de fagkyndige, og utgjør i seg selv ikke noen del av den foreliggende oppfinnelse. Ettersom slike personer imidlertid vil være oppmerksom på at fluidet, det partikkelformede materialet, det geldannende materialet, etc. må være tilstrekkelig blandbare i den grad at de ikke reagerer med hverandre i en takt som skadelig ville innvirke i noen signifikant grad med de tilsiktede funksjoner angitt heri. Vanlig vil det spesielle fluid bli bestemt utfra slike betraktninger som behandlingstemperatur, konsentrasjon av det faste materialet som skal transporteres, og det ønskede formål. Generelt vil det kunne anvendes et hvilket som helst egnet fluid eller væske som tilveiebringer tilstrekkelig viskositet, eventuelt i forbindelse med faste fibrøse materialer deri, til å transportere proppemiddelet og andre anvendte komponenter til det frakturerende området eller fraktur, som ikke i forstyrrende grad interfererer med effektiviteten av den faste partikkelformede substans ifølge oppfinnelsen, og som resulterer i minimal skade på pakningselementet og formasjonen, idet det skal forstås at betegnelsen "fluid" inkluderer blandinger av slike materialer. Fluidet vil foretrukket være vandig, og kan omfatte en gasse, det vil si det kan anvendes et skum. Et hvilket som helst vanlig vandig brønnbehandlingsfluid kan anvendes, idet det minnes om de ovennevnte krav. Egnede fluider kan også inkludere vandige oppløsninger av viskoelastiske overflateaktive midler, det vil si overflateaktive midler som er i stand til å tilveiebringe viskositet uten å kreve tilsetningen av polymerer. Fluider omfattende olje-i-vann emulsjoner kan anvendes og i det aktuelle tilfellet kan det anvendes hydrokarbonfluider som dieselolje. Særlig foretrukket er den type av fraktureringsfluider som beskrives av Nimerick, Crown, McConnell, and Ainley i US patentskriv 5.259.455, og de fluider som omhandles i US patentskriv 4.686.052. Mengdeforholdene av komponentene i fluidsuspensjonen velges for å sikre at fluid karakter, det vil si strømningsevne og suspensjon av de organiske polymere partikkelformede materiale og det fast materialet, for eksempel proppemiddel, opprettholdes under pumping eller en transport nedbrønns, det vil si at en mengde av brønnbehandlingsfluidet eller væsken tilveiebringes eller er til stede tilstrekkelig til å sikre fluidstrømning for suspensjonene. Generelt vil de sammensatte fluider eller fluidsuspensjoner ifølge oppfinnelsen omfatte viskøse væsker.
De fluide suspensjoner inneholdende den faste partikkelformede substans, for eksempel fibre, eller fibre og/eller plateformede partikler som anvendes ved oppfinnelsen kan fremstilles på en hvilken som helst egnet måte eller med en hvilken som helst sekvens eller rekkefølge. Suspensjonen kan således tilveiebringes ved blanding i en hvilken som helst rekkefølge ved overflaten, og ved tilsetning i passende mengdeforhold av komponentene til fluidet eller slurryen under behandling på stedet. Suspensjonene kan også blandes på andre steder. I tilfellet av noen materialer, som ikke er lett dispergerbare, børe fibrene "fuktes" med et passende fluid, som for eksempel vann eller et brønnboringsfluid, før eller under blanding med fraktureringsfluidet, for å tillate bedre fremføring av fibrene. Gode blandemetoder bør anvendes for å unngå "sammenklumping" av den partikkelformede substans.
I den utstrekning at andre brytermaterialer anvendes kan den totale mengde av den faste partikkelformede substans ifølge oppfinnelsen reduseres. Det er imidlertid mulig å tilveiebringe en kombinasjon av fast partikkelformet substans ved metoden ifølge oppfinnelsen sammen med mindre mengder, det vil si mindre enn 50%, av andre brytermaterialer, som for eksempel kombinasjoner som tilveiebringer signifikante transportfordeler hvis den fast partikkelformede substans er i form av fibre eller plateformede partikler. Som det vil forstås av de fagkyndige, idet tilfellet hvor det anvendes fibre og/eller plateformede partikler for å danne et porøst pakningselement etter komplettering av fraktureringsoperasjonen eller prosedyren, for eksempel som beskrevet i prosedyrene ifølge det ovennevnte US patenskrift 5.439.055; US patentskrift 5.330.005; og US patentskrift 5.501.275, vil den totale mengde av fibre som anvendes eller pumpes under den antagelse at det anvendes egnede fibre som den faste organiske polymere partikkelformede substans, inkludere den mengde som kreves for gelbryting og den mengde som kreves for dannelse av porøst pakningselement. Som de fagkyndige vil innse vil fibrene anvendt for pakningselementstyrking velges for bestandighet snarere enn for de karakteristikker som er ønsket i brytermaterialene valgt heri, slik at ved en gitt fraktureringsoperasjon, kan det anvendes begge typer av fibre, hver bidragende til en tiltenkt funksjon og begge bidragende til eller forbedrende av substansmobilitet eller transport. Konsentrasjoner av "paknings-elementdannende" fibre og/eller plateformede partikler i fraktureringsfluidsuspensjonen for dannelse av porøst pakningselement vil være den som er beskrevet i de ovenfor anførte pantentskrifter, med ennå ganske små mengder av fibre og/eller plateformede partikler effektive eller tilstrekkelig til å forbedre transport.
Hvilket som helst egnet polymerdannende materiale eller gelmiddel, foretrukket vannoppløselig, anvendt for de fagkyndige for å behandle underjordiske formasjoner og danne stabile eller stabiliserte geler av den fluide suspensjon kan anvendes ved oppfinnelsen. For enkelthet i det følgende, inkludert i betegnelsen "vannoppløselig" som anvendt på gelmiddelet, er de egnede polymere materialer som er dispergerbare eller oppslembare i vann eller vandig væske. Egnede gelmidler inkluderer også tverrbindingsdyktige polymere eller monomerer for å danne slike polymerer under de herskende betingelser. Slike tverrbindingsdyktige polymerer og polymerdannende materiale er vel kjent, og den tverrbundne polymer eller polymerer som frembringer den stabile eller stabiliserte gel dannes foretrukket ved å reagere eller bringe passende mengder av den tverrbindbare polymer i kontakt med et tverrbindende middel eller midler. Tilsvarende er prosedyrer for fremstilling av geldannende blandinger eller fluider og betingelser hvorunder slike blandinger danner stabile geler i underjordiske formasjoner vel kjent for de fagkyndige. Som indikert kan geldannende blandinger ifølge oppfinnelsen dannes ved at man i vann blander den vannoppløselige tverrbindbare polymer og det tverrbindende middel.
Ved dannelsen av gelen blir den eller de tverrbindbare polymerer og tverrbindingsmiddel og konsentrasjoner derav vanlig valgt for å sikre (a) geldannelse eller nærvær med underjordiske (det vil si formasjons eller reservoar) betingelser og (b) egnet tidsavsetning for injeksjon av blandingen før komplettering av geldannelse, eller tilstrekkelig fluiditet av det geldannende blanding for å tillate pumping ned i brønnen. Polymeren (eller monomere anvendt for å danne polymeren) og tverrbindingsmiddelet blir generelt valgt og tilført i mengder effektive for å oppnå disse formål. Med "effektiv" mengder av polymeren eller polymerer (eller monomerene) og tverrbindingsmidler menes mengder tilstrekkelig til å tilveiebringe tverrbundne polymerer og danne den ønskede stabile gel under de herskende betingelser. Generelt kan det anvendes en vannoppløselig tverrbindbar polymerkonsentrasjon i den vandige væske på fra omtrent 0,05 prosent til omtrent 40 prosent, foretrukket fra omtrent 0,1 prosent til omtrent 10 prosent, og mest foretrukket fra omtrent 0,2 prosent til omtrent 7 prosent (eller tilstrekkelig monomer eller monomererfor å danne disse mengder av polymer). Typisk anvendes det tverrbindende middel i den vandige væske i en konsentrasjon på fra omtrent 0,001 prosent til omtrent 2 prosent, foretrukket fra omtrent 0,005 prosent til omtrent 1,5 prosent, og mest foretrukket fra omtrent 0,01 prosent til omtrent 1,0 prosent.
Hvis imidlertid det skal anvendes en tverrbundet polymer, behøver fluidene ifølge oppfinnelsen ikke å inneholde både den tverrbindbare polymer og tverrbindingsmiddelet ved overflaten. Den tverrbindbare polymer eller tverrbindingsmiddelet kan utelates fra fluidet som sendes nedihulls idet det utelatte materialet innføres i den underjordiske formasjon som en separat plugg enten før, etter eller samtidig med innføringen av fluidet. I disse tilfeller vil konsentrasjonene av pluggen bli innstilt til å sikre de ønskede forhold mellom komponentene for riktig geldannelse ved den ønskede lokalitet. Foretrukket omfatter blandingen eller fluidet sammensatt på overflaten i det minste det tverrbindbare polymere materialet (for eksempel akrylamid, vinyl acetat, akrylsyre, vinlyalkohol, metakrylamid, etylenoksid, eller propylenoksid). Mer foretrukket omfatter blandingen både (a) tverrbindingsmiddelet og (b) enten (i) den tverrbindbare polymer eller (ii) de polymeriserbare monomerer i stand til å danne en tverrbindbar polymer. Ved behandling av en underjordisk fraktur kan sammensetningene tillates å geldanne eller begynne geldannelse før de går inn i formasjonen.
Som indikert kan det anvendes blandinger av polymere geldannende materialer eller gelmidler. Materialer som kan anvendes inkluderer vannoppløse-lige tverrbindbare polymerer, kopoylmerer, og terpolymerer, som polyvinyl polymerer, polyakrylamider, celluloseeter, polysakkarider, lignosulfonater, ammonium-salter derav, alkali metallsalter derav, jordalkalimetallsalter av lignosulfonater og blandinger derav. Spesifikke polymerer er akrylsyre- akrylamidkopolymerer, akrylsyre-metakrylamidkopolymerer, polyakrylamider, delvis hydrolyserte polyakrylamider, delvis hydrolyserte polymetakrylamider, polyvinylalkohol, polyvinylacetat, polyalkylenoksider, karboksycellulose, karboksyalkylhydro-ksyetylcellulose, hyroksyetylcellulose, galaktomannaner (for eksempel guar-gummi), substituert glaktomannaner (for eksempel hydroksypropyl guar), heteropolysakkarider oppnådd ved fermentasjon av stivelses avledet sukker (for eksempel xanthangummi), ammonium- og alkalimetallsalter derav, og blandinger derav. Foretrukne vannoppløselige tverrbindbare polymerer inkluderer hydroksypropyl guar, karboksymetylhydroksypropyl guar, delvis hydrolyserte polyakrylamider, xantangummi, polyvinylalkohol, ammonium- og alkalimetallsalter derav, og blandinger derav.
Tilsvarende kan tverrbindingsmiddelet eller midlene velges fra de organisk eller uorganiske forbindelser som er vel kjent for de fagkyndige som nyttige for dette formål, og betegnelsen "tverrbindingsmiddel" som anvendt heri, inkluderer
blandinger av slike forbindelser. Eksempelvise organiske tverrbindingsmidler men er ikke begrenset til aldehyder, dialdehyder, fenoler, substituerte fenoler, etere, og blandinger derav. Fenol, resorcinol, katekol, florglusinol, gallesyre, pyrogallol, 4,4'-difenol, 1,3-dihydroksynaftalen, 1,4-benzokinon, hydrokinon, kinhydron, tannin, fenylacetat, fenylbenzoat, 1-naftylacetat, 2-naftylacetat, fenyl kloracetat, hydroksy-fenylalkanoler, formaldehyd, paraformaldehyd, acetaldehyd, porpanaldehyd, butyraldehyd, isobutyraldehyd, valeraldehyd, heptaldehyd, decanal, glyoksal, glutaraldehyd, tereftaldehyd, heksametylenetetramin, trioksan, tetraoksan, polyoksymetylen, og divinyleter kan anvendes. Typiske uorganiske tverrbindingsmidler er flerverdige metaller, chelaterte flerverdige metaller, og
forbindelser i stand til å gi flerverdige metallforbindelser, inklusive organ og metallforbindelser så vel som borater og borkomplekser, og bladninger derav. Foretrukne uorganiske tverrbindingsmidler inkluderer kromsalter, komplekser eller chelater, som kromnitrat, kromsitrat, kromacetat, krompropionat, krom-malonat, kromlactat, etc; aluminiumsalter, som aluminiumcitrate, aluminaterog aluminiumkomplekser og chelater; titansaler, komplekser, og chelater; zirconiumsalter, komplekser og chelater, som for eksempel zirconium laktat; og borholdige forbindelser som borsyre, borater, og borkomplekser. Fluider inneholdende tilsetningsstoffer som de som er beskrevet i US patentskriv 4.683.068 og US patenskriv 5.082.579 kan anvendes.
Som nevnt kan pre-gel fluidsuspensjonen som dannes ved oppfinnelsen oppskummes, vanlig ved bruk av en passende gass. Oppskummingsprosedyren er vel kjent og utgjør i seg selv ikke noen del av oppfinnelsen. I slike tilfeller vil fluidene ifølge oppfinnelsen foretrukket inkludere et eller flere overflateaktive midler. Foretrukne overflateaktive midler er vannoppløselige eller vann-dispergerbare og har tilstrekkelig oppskummingsevne til å muliggjøre at blandingen når den gjennomstrømmer eller omrøres av en gass, skummes opp. Utvelgelsen av det eller de egnede overflateaktive midler er innenfor evnen for de fagkyndige. Foretrukne overflateaktive midler er de som når de innlemmes i vann i en konsentrasjon på omtrent 5 vektprosent eller mindre (basert på den totale vekt av vann og overflateaktivt middel) tilfredsstiller testen beskrevet i det ovennevnte US patentskriv 5.246.073.
Tilsvarende er den presise karakter av den anvendte proppemiddel ikke kritisk nok, idet proppemiddelet velges for det ønskede formål, det vil si å holde en fraktur "åpen" og de fagkyndige vil lett kunne velge ett eller flere passende borehull/partikkelformede faststoffer for det ønskede formål. Betegnelsen "proppemiddel" er forstått å inkludere blandinger og kan inkludere for eksempel en blanding av forskjellige partikkelstørrelser av proppemidler eller en grus. Harpiksbelagt sand eller keramisk proppemiddel kan anvendes. Partikler eller korn av silika, sintrede materialer eller mineraler, som for eksempel sintret bersitt, aluminiumoksyd eller korund kan anvendes. Generelt vil proppemidlet tilsettes eller være tilstede i fluidet i en konsentrasjon fra 0,59 eller 118 g/l til omtrent 295 g/l, foretrukket fra 118 g/l til omtrent 236 g/l. Vanlig vil proppemidlet ha en gjennomsnittlig partikkelstørrelse mindre enn omtrent 8 mesh og mer enn 60 eller 80 mesh (US). Størrelsesgraderte blandinger av partikler kan anvendes, som for eksempel de vanlige naturlige og syntetiske uorganiske proppemiddelblandinger med større størrelser. Størrelsesgradert sand og syntetiske uorganiske proppemidler som for eksempel 20/40 størrelsesgradert sand, 16/20 størrelsesgradert sand, 12/12 størrelsesgradert sand, 8/12 størrelsesgradert sand, og liknende størrelsesgraderte proppemidler som for eksempel "CARBOLITE" proppemidler kan anvendes.
Den nye blanding av vandig oppslemmende fluid, proppemiddel, gelmiddel, tverrbindingsmiddel og organisk polymer partikkelformet substans kan som angitt fremstilles på en hvilken som helst passende måte, idet komponentene blandes i en hvilken som helst egnet rekkefølge. Vanlig er imidlertid den foretrukne praksis for gjennomføring av arbeidet å blande hele porsjonen som skal pumpes under gjennomføring av arbeidet. I noen tilfeller kan det være foretrukket å pumpe suspensjonen ifølge oppfinnelsen bare under en del av arbeidet, for eksempel som de siste 10 til 25 prosent av proppemiddelet inn i frakturen som en "hale" for å kontrollere tilbakestrømningen på den mest økonomiske måte eller av andre grunner. En plugg kan også pumpes ved andre trinn. Som nevnt har oppfinnelsen særlig fordel ved behandling av underjordiske formasjoner ved en temperatur over omtrent 107°C.
Ved et prosedyremessig aspekt av oppfinnelsen pumpes den fluide suspensjon ned i brønnen, vanlig i geldannet tilstand, gjennom borehullet under fraktureringstrykk til den underjordiske formasjon, og den underjordiske formasjon kan fraktureres eller frakturen kan utvides. Geldannelse kan initieres eller forsterkes for eksempel ved hjelp av temperaturen eller ved pH kontroll, på en måte som er kjent for de fagkyndige. Den geldannede suspensjon avsettes i formasjonen og etter et passende intervall, som for eksempel etter at fraktureringsoperasjonen er fullført, blir spaltingen eller reaksjonen av den partikkelformede substans i nedbrønnsmiljøet signifikant. Om nødvendig kan intervallet forlenges etter behov for å tillate at den geldannende suspensjon "brytes" eller nedbrytes. Som anvendt heri refererer betegnelsen "nedbrønnsmiljø" enkelt til de forhold som innvirker på den organiske polymere partikkelformede substans nedbrønns inklusive men ikke begrenset til temperaturen av den underjordiske formasjon, sammensetningen av formasjonen og en hvilken som helst komponent eller komponenter i suspensjonen. Etter nedbrytning av gelen ved innvirkningen av spaltningen eller av reaksjonsproduktene blir så fluidene som resulterer fra bryting av gelet, minus lekkasje, så returnert eller tillates å returnere fra avsetningslokaliteten tilbake til borehullet, idet spaltningen eller reaksjonen av den faste partikkelformede substans faktisk "fjerner" organisk polymer partikkelformet substans fra avsetningen. Hvis ytterligere partikkelformet substans, som for eksempel bestandige fibre og/eller plateformede partikler eller andre materialer er i suspensjonen som er avsatt i frakturen etterlates en matriks eller pakningselement av denne og proppemiddel (med en mindre rest av brønn-behandlingsfluid) i frakturen.
De følgende prosedyrer ble gjennomført.
I.
Fem hundre milliliter fluidprøver inneholdende standard karboksymetylhydroksypropyl guar ble fremstilt, hver med en konsentrasjon av karboksymetylhydroksypropyl guar ekvivalent til 7,1 g/l, sammen med konvensjonelle frakturerende fluidtilsetningsstoffer. Målte mengder av 1,5 denier "Dacron" fibre, med gjennomsnittlig lengde på 6,35 mm, ble tilsatt oppløsningsprøvene og blandet dermed, og et standard høytemperaturtverrbindingstilsetningsstoff ble tilsatt. Den eneste forskjell i prøvene var følgelig mengden av "Dacron" fibre. Viskositetsmålinger av prøvene, sammen med tilsvarende for en kontrollprøve, ble så tatt over tid, ved bruk av standardviskositetsmålingsprosedyren API 93F, ved hjelp av et Fann 50 viskosimeter ved bruk av en B2 skive. Figur 1 illustrerer resultatene av målingen, hvori: Linje a er en kontroll uten fibre tilstede;
Linje b representerer målinger med 0,2 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje c representerer målinger med 0,4 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje d representerer målinger med 0,6 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje e representerer målinger med 0,8 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje f representerer temperatur.
Målingene indikerer forbedret brytningsevne ved bruk av "Dacron" fibre. I alle forsøkene var fiberkonsentrasjonene vesentlig nedsatt ved komplettering, noe som indikerte nedbrytning av fibrene ved reaksjon med fluidet eller komponenter i dette.
II.
De ovenfor beskrevne prosedyrer ble gjentatt ved bruk av 6,35 mm, 6,0 denier "Dacron" fibre, ved en forskjellig endelig temperatur. Resultatene er vist i figur 2, hvori: Linje a er en kontroll uten fibre tilstede;
Linje b representerer målinger med 0,2 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje c representerer målinger med 0,4 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje d representerer målinger med 0,6 vektprosent "Dacron" fibre;
Line e representerer målinger med 0,8 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje f representerer målinger med 1,0 vektprosent "Dacron" fibre;
Linje g representerer temperatur.
Målingene indikerer nedbrytning av i det minste en del av "Dacron" fibrene i hvert av forsøkene.
Ill
Frakturledningsevnetester med "Dacron" fiberholdige fluider ble utført ved bruk av en celle av "Cooke typen", som er analog med den som anvendes ved den API angitte metode for måling av permeabilitet av proppemiddel alene (Cooke, C.E.: APE 5114 "Effect of Fracturing Fluids on Fracture Conductivity", J. Pet. Tech.. (Okt. 1975) 1273-82, API RP 56, "Recommended Practices for Testing Sand Used in Hydraulic Fracturing Operations", første utgave, mars 1983 © American Petroleum Institute 1983). I en modifikasjon av standardprosedyren ble 20/40 bauksitt anvendt som proppemiddel og lukningsspenninger på 703 kg/cm<2>ble anvendt. Resultatene er vist i den følgende tabell.
<*>Etter 26 timer ved 190,6°C, 703 kg/cm<2>lukningsspenning, 20/40 bauksitt.
B

Claims (33)

1. Fremgangmåte for frakturering av en underjordisk formasjon,karakterisert vedat den omfatter tilveiebringelse av en fluidsuspensjon omfattende en vandig væske, et gelmiddel i en mengde tilstrekkelig til å geldanne fluidsuspensjonen, proppemiddel, og fast partikkelformet substans omfattende en organisk polymer forbindelse med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 10.000, eller blanding av slike forbindelser, idet forbindelsen eller forbindelsene reagerer eller spaltes over tid under nedbrønns betingelser i en mengde i det minste tilstrekkelig til å tilveiebringe en konsentrasjon av en blanding eller blandinger, etter slik reaksjon eller spaltning av den partikkelformede substans, effektiv til å nedbryte gel dannet av suspensjonen; fluidsuspensjonen pumpes nedbrønns under frakturerende betingelser og en fraktur i den underjordiske formasjon dannes eller utvides, og geldannet suspensjon avsettes i frakturen; geldannet suspensjon i den nevnte fraktur får brytes på grunn av nedbrytning av den nevnte blanding eller blandinger.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den organiske forbindelse eller forbindelser er valgt fra polymerer av cellulose, akrylsyre, aramider, akrynitril, polyamider, vinyliden, olefiner, diolefiner, polyester, polyuretan, vinylalkohol og vinylklorid med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 18.000.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre og/eller plateformede partikler.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre og at fibrene er valgt fra fibre av polyester og polyamid, og blandinger derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvori fibrene er valgt fra polyetylentereftalat og polyamidfibre, og blandinger derav.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori frakturering av en underjordisk formasjon omfatter fjerning av fast partikkelformet substans fra frakturen med reaksjon eller spaltning av den nevnte partikkelformede substans i frakturen, idet reaksjons- eller spaltingsproduktene fra denne reaksjon eller spaltning reagerer med gelmiddelet og spalter eller bryter den geldannede suspensjon i frakturen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori den organiske forbindelse eller forbindelser er valgt fra polymerer av cellulose, akrylsyre, aramider, akrylnitril, polyamider, vinyliden, olefiner, diolefiner, polyester, polyuretan, vinylalkohol, og vinylklorid, med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 18.000.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre og/eller plateformede partikler.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre idet fibrene er valgt fra fibre av polyester og polyamid, og blandinger derav.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvori fibrene er valgt fra polyetylenteraftalat og polyamidfibre, og blandinger derav.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori en mengde av bestandige fibre og/eller plateformede partikler tilstrekkelig til å opprettholde et porøst pakningselement på plass i frakturen hvor det anvendte proppemiddel også inneholdes i fluidsuspensjonen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori fluidsuspensjonen dannes ved blanding i en hvilken som helst rekkefølge, av den vandige væsken, gelmidlet, proppemidlet og den faste partikkelformede substans, suspensjonen som er dannet nedbrønns pumpes deretter under frakturerende betingelser og danner eller utvider en fraktur i den underjordiske formasjon, og geldannet suspensjon avsettes i frakturen; og, geldannet suspensjon i frakturen brytes på grunn av nedbrytning av den nevnte blanding eller blandinger.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori den organiske forbindelse eller forbindelser er valgt fra polymerer av cellulose, akrylsyre, aramider, akrylnitril, polyamider, vinyliden, olefiner, diolefiner, polyester, polyuretan, vinylalkohol og vinylklorid, med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 18.000.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre og/eller plateformede partikler.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre idet fibrene er valgt fra fibre av polyester og polyamid.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvori fibrene er valgt fra fibre av polyetylenterftalat og polyamid, og blandinger derav.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori reaksjonen eller spaltningen av den partikkelformede substans i frakturen fjerner fast parikkelformet substand fra frakturen idet reaksjons- eller spaltningsproduktene fra denne reaksjon eller spaltning er i en konsentrasjon effektiv til å spalte eller bryte den geldannede suspensjon.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den partikkelformede substans er valgt fra reaktive eller spaltbare faste organiske polymere forbindelser, og blandinger derav, idet forbindelsen eller forbindelsene har en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 10.000.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvori en mengde av bestandige fibre og/eller plateformede partikler tilstrekkelig til å opprettholde et porøst pakningselement på plass i frakturen med anvendt proppemiddel også er inneholdt i den fluide suspensjonen.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den omfatter pumping av et "putefluid" nedbrønns under frakturerende betingelser for dannelse av en fraktur i den underjordiske formasjon; fluidsuspensjonen pumpes nedstrøms under frakturerende betingelser og frakturen i den underjordiske formasjon utvides, og geldannet suspensjon avsettes i frakturen; den faste partikkelformede substansen fjernes fra frakturen ved reaksjon eller spaltning av den nevnte substansen i frakturen, idet reaksjonen eller spaltningen tilveiebringer en blanding eller blandinger effektive til å bryte den geldannede suspensjon.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvori den nevnte putefluid er et geldannet fluid.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvori putefluidet omfatter en fluidsuspensjon omfattende en vandig væske, et gelmiddel i en mengde tilstrekkelig til å geldanne putefluidet, og fast partikkelformet substans omfattende en organisk polymer forbindelse med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 10.000, eller blanding av slike forbindelser, og som reagerer eller spaltes i frakturen i en grad i det minste tilstrekkelig til å tilveiebringe en mengde av en blanding eller blandinger, etter slik reaksjon eller spaltning av den partikkelformede substans, effektiv til å nedbryte en gel dannet av putefluidet i en fraktur.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvori en mengde bestandige fibre, plateformede partikler eller blandinger derav, tilstrekkelig til å opprettholde et porøst pakningselement med det anvendte proppemiddel også inneholdes i den fluide suspensjon.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvori den organiske forbindelse eller forbindelser er valgt fra polymerer av cellulose, akrylsyre, aramider, akrylnitril, polyamider, vinyliden, olefiner, diolefiner, polyester, polyuretan, vinylalkohol og vinylklorid, med en gjennomsnittlig molekylvekt på minst 18.000.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den faste partikkelformede substans er valgt fra en polyester polymer, en polyamidpolymer og blandinger derav.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre og/eller plateformede partikler.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori den faste partikkelformede substans er valgt fra polyesterpolymer, en polyamidpolymer og blandinger derav.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, hvori det faste partikkelformede materiale er i form av fibre og/eller plateformede partikler.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori reaksjonen eller spaltningen av den partikkelformede substans i frakturen fjerner fast partikkelformet substans fra frakturen, idet reaksjons- eller spaltningsproduktene fra denne reaksjon eller spaltning foreligger i en konsentrasjon effektiv til å spalte eller bryte den geldannede suspensjon.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori en mengde bestandige fibre og/eller plateformede partikler tilstrekkelig til å opprettholde et porøst pakningselement på plass i frakturen sammen med anvendt proppemiddel også inneholdes i den fluide suspensjon.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den faste partikkelformede substans er valgt fra "DACRON", nylon og blandinger derav.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori den faste partikkelformede substans er valgt fra "DACRON", nylon og blandinger derav.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvori den faste partikkelformede substans er valgt fra "DACRON", nylon og blandinger derav.
NO20013950A 1999-02-18 2001-08-14 Fremgangsmåte for oppsprekking NO340918B1 (no)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12061699P 1999-02-18 1999-02-18
US09/378,341 US6599863B1 (en) 1999-02-18 1999-08-20 Fracturing process and composition
PCT/US2000/004086 WO2000049272A1 (en) 1999-02-18 2000-02-17 Fracturing process and composition

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20013950D0 NO20013950D0 (no) 2001-08-14
NO20013950L NO20013950L (no) 2001-10-17
NO340918B1 true NO340918B1 (no) 2017-07-10

Family

ID=26818565

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20013950A NO340918B1 (no) 1999-02-18 2001-08-14 Fremgangsmåte for oppsprekking

Country Status (9)

Country Link
US (1) US6599863B1 (no)
EP (1) EP1155219B1 (no)
AT (1) ATE441774T1 (no)
AU (1) AU765627B2 (no)
CA (1) CA2363583C (no)
DE (1) DE60042881D1 (no)
MX (1) MXPA01008400A (no)
NO (1) NO340918B1 (no)
WO (1) WO2000049272A1 (no)

Families Citing this family (198)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7084095B2 (en) * 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7080688B2 (en) * 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
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
US7341965B2 (en) * 2001-09-10 2008-03-11 Schott Ag Bismuth oxide glasses containing germanium oxide
US6830105B2 (en) * 2002-03-26 2004-12-14 Halliburton Energy Services, Inc. Proppant flowback control using elastomeric component
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US6840318B2 (en) * 2002-06-20 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation
US7079736B2 (en) * 2002-06-28 2006-07-18 The Furukawa Electric Co., Ltd. Optical fiber for WDM system and manufacturing method thereof
US7398826B2 (en) 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7677311B2 (en) * 2002-08-26 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield treatments
GB2392460B (en) * 2002-08-29 2006-02-08 Schlumberger Holdings Delayed-gelation solution
US20040162356A1 (en) * 2002-09-20 2004-08-19 Schlumberger Technology Corporation Fiber Assisted Emulsion System
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
DE60310978D1 (de) * 2002-10-28 2007-02-15 Schlumberger Technology Bv Selbstzerst render filterkuchen
US7378378B2 (en) * 2002-12-19 2008-05-27 Schlumberger Technology Corporation Rheology enhancers
KR100487950B1 (ko) * 2003-02-03 2005-05-06 삼성전자주식회사 활성영역과 중첩되는 게이트 전극 상에 배치된 콘택홀을갖는 반도체 소자
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
US7044220B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7178596B2 (en) * 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
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
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
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
US7021377B2 (en) * 2003-09-11 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing filter cake from well producing zones
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
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
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
FR2863301B1 (fr) * 2003-12-05 2006-02-17 Inst Francais Du Petrole Methode et composition pour remedier aux pertes de fluides en cours de forage
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
ES2290530T3 (es) * 2003-12-22 2008-02-16 Telefonaktiebolaget Lm Ericsson (Publ) Metodo de medicion para programacion espacial.
US7204316B2 (en) * 2004-01-20 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable well screen having temporary sealing substance
US7096947B2 (en) * 2004-01-27 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations
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
US7036586B2 (en) * 2004-01-30 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US9512346B2 (en) * 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
US20060166834A1 (en) * 2004-02-10 2006-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising substantially hydrated cement particulates
US7086466B2 (en) 2004-02-10 2006-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Use of substantially hydrated cement particulates in drilling and subterranean applications
US8183186B2 (en) * 2004-02-10 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Cement-based particulates and methods of use
US7341104B2 (en) * 2004-02-10 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using substantially hydrated cement particulates in subterranean applications
US7703529B2 (en) * 2004-02-13 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Gel capsules for solids entrainment
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
US7093664B2 (en) * 2004-03-18 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin
US7353879B2 (en) * 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
US8226830B2 (en) 2008-04-29 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Wastewater purification with nanoparticle-treated bed
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles for downhole formation treatments
US8567502B2 (en) * 2004-05-13 2013-10-29 Baker Hughes Incorporated Filtration of dangerous or undesirable contaminants
US7723272B2 (en) * 2007-02-26 2010-05-25 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US7703531B2 (en) * 2004-05-13 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments
US7128158B2 (en) * 2004-05-25 2006-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight composite particulates and methods of using such particulates in subterranean applications
US7939472B2 (en) * 2004-06-07 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
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
US7195070B2 (en) * 2004-07-15 2007-03-27 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for downhole artificial lift system protection
US7201228B2 (en) * 2004-08-30 2007-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Freer flowing liquid-solid suspensions and methods of use in subterranean formations
US7380600B2 (en) * 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7275596B2 (en) * 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7350572B2 (en) * 2004-09-01 2008-04-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling fluid loss
US7775278B2 (en) * 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
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
US7665522B2 (en) * 2004-09-13 2010-02-23 Schlumberger Technology Corporation Fiber laden energized fluids and methods of use
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
GB2422839B (en) * 2005-01-11 2009-06-24 Schlumberger Holdings Degradable polymers for wellbore fluids and processes
US7833949B2 (en) * 2005-01-24 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US7781380B2 (en) * 2005-01-24 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids
US8367589B2 (en) * 2005-01-24 2013-02-05 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US7494957B2 (en) * 2005-01-24 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Energized fluids and methods of use thereof
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
US7267170B2 (en) * 2005-01-31 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US20080009423A1 (en) 2005-01-31 2008-01-10 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
US8598092B2 (en) 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US7216705B2 (en) * 2005-02-22 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7677315B2 (en) 2005-05-12 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US7451815B2 (en) * 2005-08-22 2008-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc
DE102005045180B4 (de) 2005-09-21 2007-11-15 Center For Abrasives And Refractories Research & Development C.A.R.R.D. Gmbh Kugelförmige Korundkörner auf Basis von geschmolzenem Aluminiumoxid sowie ein Verfahren zu ihrer Herstellung
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US7650940B2 (en) * 2005-12-29 2010-01-26 Halliburton Energy Services Inc. Cement compositions comprising particulate carboxylated elastomers and associated methods
US7645817B2 (en) * 2005-12-29 2010-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising particulate carboxylated elastomers and associated methods
US8590622B2 (en) * 2006-02-10 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Organic acid compositions and methods of use in subterranean operations
US7819192B2 (en) 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US7665517B2 (en) 2006-02-15 2010-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
US7494711B2 (en) * 2006-03-08 2009-02-24 Bj Services Company Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation
US7931087B2 (en) * 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
US7776796B2 (en) * 2006-03-20 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Methods of treating wellbores with recyclable fluids
US7691789B2 (en) * 2006-03-31 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Self-cleaning well control fluid
US20070284114A1 (en) 2006-06-08 2007-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a consumable downhole tool
US20080257549A1 (en) 2006-06-08 2008-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable Downhole Tools
US7934556B2 (en) 2006-06-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation using diversion
US7500521B2 (en) * 2006-07-06 2009-03-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation
US8329621B2 (en) 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US8562900B2 (en) 2006-09-01 2013-10-22 Imerys Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives
US7779915B2 (en) 2006-09-18 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US7398829B2 (en) * 2006-09-18 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US8481462B2 (en) * 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
US20080202764A1 (en) 2007-02-22 2008-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US8685903B2 (en) 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US8476203B2 (en) 2007-05-10 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US8586512B2 (en) 2007-05-10 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-clay
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods utilizing nano-particles
US7591312B2 (en) * 2007-06-04 2009-09-22 Baker Hughes Incorporated Completion method for fracturing and gravel packing
RU2484243C2 (ru) 2007-07-03 2013-06-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя
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
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US7784541B2 (en) * 2007-07-25 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US8496056B2 (en) 2007-07-25 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
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
US8119574B2 (en) * 2007-07-25 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries and methods
US7971646B2 (en) * 2007-08-16 2011-07-05 Baker Hughes Incorporated Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods
US7678745B2 (en) 2007-09-24 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction
US20090105097A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Carlos Abad Degradable Friction Reducer
US20090151957A1 (en) * 2007-12-12 2009-06-18 Edgar Van Sickle Zonal Isolation of Telescoping Perforation Apparatus with Memory Based Material
US7530396B1 (en) 2008-01-24 2009-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Self repairing cement compositions and methods of using same
US8235102B1 (en) 2008-03-26 2012-08-07 Robertson Intellectual Properties, LLC Consumable downhole tool
US8327926B2 (en) 2008-03-26 2012-12-11 Robertson Intellectual Properties, LLC Method for removing a 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
US8936085B2 (en) 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
US9212535B2 (en) * 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
WO2010001323A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
US8267177B1 (en) 2008-08-15 2012-09-18 Exelis Inc. Means for creating field configurable bridge, fracture or soluble insert plugs
US7900696B1 (en) 2008-08-15 2011-03-08 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Downhole tool with exposable and openable flow-back vents
CA2875547C (en) * 2008-08-21 2016-11-29 Schlumberger Canada Limited Hydraulic fracturing proppants
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
EP2175003A1 (en) 2008-10-13 2010-04-14 Services Pétroliers Schlumberger Particle-loaded wash for well cleanup
US8336624B2 (en) * 2008-10-30 2012-12-25 Baker Hughes Incorporated Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing a water-insoluble adsorbent
US7686081B1 (en) 2008-10-30 2010-03-30 Bj Services Company Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing diatomaceous earth
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
US7762329B1 (en) 2009-01-27 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US7833947B1 (en) 2009-06-25 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery
WO2011005820A1 (en) 2009-07-09 2011-01-13 Titan Global Oil Services Inc. Compositions and processes for fracturing subterranean formations
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
EP2305450A1 (en) 2009-10-02 2011-04-06 Services Pétroliers Schlumberger Apparatus and methods for preparing curved fibers
EP2305767A1 (en) 2009-10-02 2011-04-06 Services Pétroliers Schlumberger Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe
WO2011070453A2 (en) 2009-12-09 2011-06-16 Schlumberger Canada Limited Method for increasing fracture area
US8347960B2 (en) * 2010-01-25 2013-01-08 Water Tectonics, Inc. Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
EP2450416B1 (en) 2010-10-13 2013-08-21 Services Pétroliers Schlumberger Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore
US8579023B1 (en) 2010-10-29 2013-11-12 Exelis Inc. Composite downhole tool with ratchet locking mechanism
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
US8770276B1 (en) 2011-04-28 2014-07-08 Exelis, Inc. Downhole tool with cones and slips
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
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
US8997859B1 (en) 2012-05-11 2015-04-07 Exelis, Inc. Downhole tool with fluted anvil
US8846555B2 (en) 2012-06-25 2014-09-30 Schott Corporation Silica and fluoride doped heavy metal oxide glasses for visible to mid-wave infrared radiation transmitting optics and preparation thereof
US10240436B2 (en) 2012-09-20 2019-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US10526531B2 (en) 2013-03-15 2020-01-07 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for increasing fracture conductivity
US9027648B2 (en) * 2013-03-18 2015-05-12 Halliburton Engergy Services, Inc. Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
US9057013B2 (en) * 2013-04-22 2015-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions of treating a subterranean formation with an optimized treatment fluid
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9523268B2 (en) 2013-08-23 2016-12-20 Schlumberger Technology Corporation In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity
US9587477B2 (en) 2013-09-03 2017-03-07 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with untethered and/or autonomous device
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
WO2015034476A1 (en) 2013-09-04 2015-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising fibers treated with crosslinkable, hydratable polymers and related methods
US20160257878A1 (en) * 2013-11-11 2016-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and Methods for Reducing Treating Pressure of Crosslinked Carboxymethyl Cellulose-Based Fracturing Fluids
CN103694976B (zh) * 2013-12-18 2016-04-13 四川省博仁达石油科技有限公司 一种酸化压裂用纤维暂堵剂
US10557335B2 (en) 2014-01-24 2020-02-11 Schlumberger Technology Corporation Gas fracturing method and system
US20150260627A1 (en) * 2014-03-11 2015-09-17 Schlumberger Technology Corporation Fiber content analysis method and system
US9797212B2 (en) 2014-03-31 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers
US9845658B1 (en) 2015-04-17 2017-12-19 Albany International Corp. Lightweight, easily drillable or millable slip for composite frac, bridge and drop ball plugs
US10385261B2 (en) 2017-08-22 2019-08-20 Covestro Llc Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants
WO2019147283A1 (en) 2018-01-29 2019-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing degradable fibers grafted with a crosslinker

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5350528A (en) * 1989-12-13 1994-09-27 Weyerhaeuser Company Method of supporting fractures in geological formations and hydraulic fluid composition for same

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2855365A (en) 1955-10-25 1958-10-07 Monsanto Chemicals Drilling fluid
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
US4526695A (en) * 1981-08-10 1985-07-02 Exxon Production Research Co. Composition for reducing the permeability of subterranean formations
US4629575A (en) * 1982-09-03 1986-12-16 Sbp, Inc. Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose
US4631136A (en) 1985-02-15 1986-12-23 Jones Iii Reed W Non-polluting non-toxic drilling fluid compositions and method of preparation
MX168601B (es) 1986-10-01 1993-06-01 Air Prod & Chem Procedimiento para la preparacion de un homopolimero de vinilamina de alto peso molecular
US4941537A (en) * 1988-02-25 1990-07-17 Hi-Tek Polymers, Inc. Method for reducing the viscosity of aqueous fluid
USRE36066E (en) 1988-12-19 1999-01-26 Henkel Kgaa Use of selected ester oils in drilling fluids and muds
US4961466A (en) * 1989-01-23 1990-10-09 Halliburton Company Method for effecting controlled break in polysaccharide gels
US5103905A (en) 1990-05-03 1992-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Method of optimizing the conductivity of a propped fractured formation
GB2265646A (en) 1992-04-02 1993-10-06 Shell Int Research True oil drilling liquid
US5624886A (en) * 1992-07-29 1997-04-29 Bj Services Company Controlled degradation of polysaccharides
US5330005A (en) * 1993-04-05 1994-07-19 Dowell Schlumberger Incorporated Control of particulate flowback in subterranean wells
CA2497728C (en) 1993-04-05 2008-02-19 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5473103A (en) 1993-12-16 1995-12-05 Yissum Research Development Co. Of The Hebrew University Of Jerusalem Biopolymers derived from hydrolyzable diacid fats
US5775425A (en) 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US5604184A (en) 1995-04-10 1997-02-18 Texaco, Inc. Chemically inert resin coated proppant system for control of proppant flowback in hydraulically fractured wells
US6098712A (en) * 1997-10-31 2000-08-08 Bottom Line Industries, Inc. Method of plugging a well

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5350528A (en) * 1989-12-13 1994-09-27 Weyerhaeuser Company Method of supporting fractures in geological formations and hydraulic fluid composition for same

Also Published As

Publication number Publication date
AU765627B2 (en) 2003-09-25
NO20013950L (no) 2001-10-17
WO2000049272A1 (en) 2000-08-24
ATE441774T1 (de) 2009-09-15
AU3494400A (en) 2000-09-04
CA2363583C (en) 2007-12-11
NO20013950D0 (no) 2001-08-14
US6599863B1 (en) 2003-07-29
CA2363583A1 (en) 2000-08-24
DE60042881D1 (de) 2009-10-15
EP1155219B1 (en) 2009-09-02
EP1155219A1 (en) 2001-11-21
MXPA01008400A (es) 2003-06-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO340918B1 (no) Fremgangsmåte for oppsprekking
AU780512B2 (en) Subterranean formation treating fluid concentrates treating fluids and methods
US6011075A (en) Enhancing gel strength
US6913080B2 (en) Re-use recovered treating fluid
US7001872B2 (en) Subterranean formation treating fluid and methods of fracturing subterranean formations
EP0007013B1 (en) Gelled compositions and process for treating subterranean formations
CA2439364C (en) Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
CA2821129C (en) Improved fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations
AU2009215288B2 (en) Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications
AU2006318097B2 (en) Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids
CA1246850A (en) Liquid fluid loss control additive for oil field cements
US20050137094A1 (en) Subterranean formation treatment fluids and methods of using such fluids
US20160068737A1 (en) Gelling agent for water shut-off in oil and gas wells
WO2004106698A1 (en) Methods and compositions for breaking viscosified fluids

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees