NO340918B1 - Fremgangsmåte for oppsprekking - Google Patents
Fremgangsmåte for oppsprekking Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 86
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 69
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 47
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 45
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 44
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 31
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 25
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 25
- 229920004934 Dacron® Polymers 0.000 claims description 21
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 20
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 18
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 18
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 16
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 15
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 14
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 14
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 8
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 6
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 6
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 claims description 5
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 claims description 5
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000002573 ethenylidene group Chemical group [*]=C=C([H])[H] 0.000 claims description 5
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims description 5
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 5
- 229920006149 polyester-amide block copolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 36
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 abstract description 10
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 32
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 19
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 5
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 3
- AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 1,4-benzoquinone Chemical compound O=C1C=CC(=O)C=C1 AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N Butyraldehyde Chemical compound CCCC=O ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 2
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMIMRNSIRUDHCM-UHFFFAOYSA-N Isopropylaldehyde Chemical compound CC(C)C=O AMIMRNSIRUDHCM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 150000001638 boron Chemical class 0.000 description 2
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- YCIMNLLNPGFGHC-UHFFFAOYSA-N catechol Chemical compound OC1=CC=CC=C1O YCIMNLLNPGFGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N chromium trinitrate Chemical compound [Cr+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- KSMVZQYAVGTKIV-UHFFFAOYSA-N decanal Chemical compound CCCCCCCCCC=O KSMVZQYAVGTKIV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- LNTHITQWFMADLM-UHFFFAOYSA-N gallic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 LNTHITQWFMADLM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- RJNPPEUAJCEUPV-UHFFFAOYSA-N naphthalen-2-yl acetate Chemical compound C1=CC=CC2=CC(OC(=O)C)=CC=C21 RJNPPEUAJCEUPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- WQGWDDDVZFFDIG-UHFFFAOYSA-N pyrogallol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1O WQGWDDDVZFFDIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N valeric aldehyde Natural products CCCCC=O HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- UYVWNPAMKCDKRB-UHFFFAOYSA-N 1,2,4,5-tetraoxane Chemical compound C1OOCOO1 UYVWNPAMKCDKRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BGJSXRVXTHVRSN-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-trioxane Chemical compound C1OCOCO1 BGJSXRVXTHVRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940005561 1,4-benzoquinone Drugs 0.000 description 1
- PRPINYUDVPFIRX-UHFFFAOYSA-M 1-naphthaleneacetate Chemical compound C1=CC=C2C(CC(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PRPINYUDVPFIRX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N Acrylamide-acrylic acid resin Chemical compound NC(=O)C=C.OC(=O)C=C RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000793 Azlon Polymers 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 229920002821 Modacrylic Polymers 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 1
- 229920002334 Spandex Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N Vinyl ether Chemical compound C=COC=C QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001617 Vinyon Polymers 0.000 description 1
- XFJRTXJMYXFAEE-UHFFFAOYSA-K [Cr+3].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O Chemical compound [Cr+3].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O XFJRTXJMYXFAEE-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N acetaldehyde Chemical compound [14CH]([14CH3])=O IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N 0.000 description 1
- IPBVNPXQWQGGJP-UHFFFAOYSA-N acetic acid phenyl ester Natural products CC(=O)OC1=CC=CC=C1 IPBVNPXQWQGGJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- VCCBEIPGXKNHFW-UHFFFAOYSA-N biphenyl-4,4'-diol Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1C1=CC=C(O)C=C1 VCCBEIPGXKNHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 229940064958 chromium citrate Drugs 0.000 description 1
- SWXXYWDHQDTFSU-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [Cr+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O SWXXYWDHQDTFSU-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- QWWLTGUEZNQHMO-UHFFFAOYSA-H chromium(3+);propanedioate Chemical compound [Cr+3].[Cr+3].[O-]C(=O)CC([O-])=O.[O-]C(=O)CC([O-])=O.[O-]C(=O)CC([O-])=O QWWLTGUEZNQHMO-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- PYXSPTLIBJZHQW-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);propanoate Chemical compound [Cr+3].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O.CCC([O-])=O PYXSPTLIBJZHQW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010431 corundum Substances 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 229940052303 ethers for general anesthesia Drugs 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 229940074391 gallic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000004515 gallic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- FXHGMKSSBGDXIY-UHFFFAOYSA-N heptanal Chemical compound CCCCCCC=O FXHGMKSSBGDXIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229960004337 hydroquinone Drugs 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- XOOMNEFVDUTJPP-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1,3-diol Chemical compound C1=CC=CC2=CC(O)=CC(O)=C21 XOOMNEFVDUTJPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- AGUWUIVKDXDKBT-UHFFFAOYSA-N phenyl 2-chloroacetate Chemical compound ClCC(=O)OC1=CC=CC=C1 AGUWUIVKDXDKBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FCJSHPDYVMKCHI-UHFFFAOYSA-N phenyl benzoate Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OC1=CC=CC=C1 FCJSHPDYVMKCHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940049953 phenylacetate Drugs 0.000 description 1
- WLJVXDMOQOGPHL-UHFFFAOYSA-N phenylacetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC=C1 WLJVXDMOQOGPHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006324 polyoxymethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 229940079877 pyrogallol Drugs 0.000 description 1
- BDJXVNRFAQSMAA-UHFFFAOYSA-N quinhydrone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1.O=C1C=CC(=O)C=C1 BDJXVNRFAQSMAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940052881 quinhydrone Drugs 0.000 description 1
- 239000002964 rayon Substances 0.000 description 1
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000001542 size-exclusion chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000004759 spandex Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 230000009469 supplementation Effects 0.000 description 1
- 229920005613 synthetic organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003608 titanium Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229960000834 vinyl ether Drugs 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
- 150000003754 zirconium Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- 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
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.
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)
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)
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)
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 |
-
1999
- 1999-08-20 US US09/378,341 patent/US6599863B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-02-17 WO PCT/US2000/004086 patent/WO2000049272A1/en active IP Right Grant
- 2000-02-17 MX MXPA01008400A patent/MXPA01008400A/es active IP Right Grant
- 2000-02-17 AT AT00913506T patent/ATE441774T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-02-17 EP EP00913506A patent/EP1155219B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-17 CA CA002363583A patent/CA2363583C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-02-17 AU AU34944/00A patent/AU765627B2/en not_active Ceased
- 2000-02-17 DE DE60042881T patent/DE60042881D1/de not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-08-14 NO NO20013950A patent/NO340918B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
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 |