NO341068B1 - Fremgangsmåte for fremstilling av et brønnvedlikeholdsfluid, brønnvedlikeholdsfluidblanding og anvendelse av en kationisk guar - Google Patents
Fremgangsmåte for fremstilling av et brønnvedlikeholdsfluid, brønnvedlikeholdsfluidblanding og anvendelse av en kationisk guar Download PDFInfo
- Publication number
- NO341068B1 NO341068B1 NO20082099A NO20082099A NO341068B1 NO 341068 B1 NO341068 B1 NO 341068B1 NO 20082099 A NO20082099 A NO 20082099A NO 20082099 A NO20082099 A NO 20082099A NO 341068 B1 NO341068 B1 NO 341068B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- salt solution
- guar
- cationic
- cationic guar
- salt
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 49
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 title claims description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 21
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title claims description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 3
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 title description 14
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 75
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 49
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 27
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 21
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 18
- -1 cationic polysaccharide Chemical class 0.000 claims description 14
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 claims description 12
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 8
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 8
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 8
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 6
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 5
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 5
- VFKZECOCJCGZQK-UHFFFAOYSA-M 3-hydroxypropyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical group [Cl-].C[N+](C)(C)CCCO VFKZECOCJCGZQK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- UAYWVJHJZHQCIE-UHFFFAOYSA-L zinc iodide Chemical compound I[Zn]I UAYWVJHJZHQCIE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims description 3
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L zinc sulfate Chemical compound [Zn+2].[O-]S([O-])(=O)=O NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229960001763 zinc sulfate Drugs 0.000 claims description 2
- 229910000368 zinc sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 claims 2
- UNMYWSMUMWPJLR-UHFFFAOYSA-L Calcium iodide Chemical compound [Ca+2].[I-].[I-] UNMYWSMUMWPJLR-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229940046413 calcium iodide Drugs 0.000 claims 1
- 229910001640 calcium iodide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000004181 carboxyalkyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 15
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 10
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 10
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 2,4-D Chemical compound OC(=O)COC1=CC=C(Cl)C=C1Cl OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical class [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 108010055059 beta-Mannosidase Proteins 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 2
- 150000003752 zinc compounds Chemical class 0.000 description 2
- CSPHGSFZFWKVDL-UHFFFAOYSA-M (3-chloro-2-hydroxypropyl)-trimethylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CC(O)CCl CSPHGSFZFWKVDL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N (dimethylsulfonio)acetate Chemical compound C[S+](C)CC([O-])=O PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000013912 Ceratonia siliqua Nutrition 0.000 description 1
- 240000008886 Ceratonia siliqua Species 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical class [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical group 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000000679 carrageenan Substances 0.000 description 1
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 1
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 description 1
- 229940113118 carrageenan Drugs 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007515 enzymatic degradation Effects 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate(1-) Chemical compound COS([O-])(=O)=O JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- XTUSEBKMEQERQV-UHFFFAOYSA-N propan-2-ol;hydrate Chemical compound O.CC(C)O XTUSEBKMEQERQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 229940117986 sulfobetaine Drugs 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Chemical class 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Chemical class 0.000 description 1
- UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L zinc;1-(5-cyanopyridin-2-yl)-3-[(1s,2s)-2-(6-fluoro-2-hydroxy-3-propanoylphenyl)cyclopropyl]urea;diacetate Chemical compound [Zn+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CCC(=O)C1=CC=C(F)C([C@H]2[C@H](C2)NC(=O)NC=2N=CC(=CC=2)C#N)=C1O UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- Y10S507/904—Process of making fluids or additives therefor
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelse angår blandinger for anvendelse som fortykningsmidler i tunge saltløsningssystemer og til vandige brønnvedlikeholds-fluider fremstilt av disse. Mer spesifikt angår oppfinnelsen å viskositetsøke tunge saltløsningsblandinger med kationiske polysakkarider.
Beskrivelse av kjent teknikk
Fortykkede vandige medier, spesielt de som inneholder oljefeltsaltløsninger, blir vanlig anvendt som brønnvedlikeholdsfluider så som borefluider, brønn-overhalingsfluider, kompletteringsfluider, pakningsfluider, brønnbehandlingsfluider, undergrunnsformasjonsbehandlingsfluider, fraktureringsfluider, avstandsfluider, fluider for plugget brønn og andre vandige fluider hvor en økning i viskositet er ønsket. Brønnoverhalingsfluider er de fluider som anvendes under støttearbeid i en boret brønn. Slikt støttearbeid omfatter fjerning av rør, erstatning av en pumpe, utrensing av sand eller andre avsetninger, borehullsmåling, etc. Brønnoverhaling omfatter også generelt trinn anvendt for klargjøre en eksisterende brønn for sekundær eller tertiær gjenvinning så som polymertilsetning, micellær overfylling, dampinjeksjon, etc. Fraktureringsfluider blir anvendt i oljeutvinningsoperasjoner hvor undergrunnen blir behandlet for å skape veier for at formasjonsfluidene skal bli gjenvunnet.
Kompletteringsfluider er de fluider som anvendes under boring, komplettering eller rekomplettering, av brønnen. Kompletteringsoperasjon omfatter normalt perforering av foringsrøret, innsetting av rør og pumper i petroleums-gjenvinningsoperasjoner. Både brønnoverhalings- og kompletteringsfluider blir anvendt delvis for å kontrollere brønntrykk, for å forhindre brønnen fra utblåsning under komplettering eller brønnoverhaling, eller for å forhindre kollaps av brønnforingsrøret på grunn av for høy trykkoppbygning.
Polymerer og kjemikalier blir satt til saltløsningene som anvendes i brønnvedlikeholdsfluider av forskjellige grunner som omfatter, men ikke er begrenset til, å øke viskositet og å øke densiteten til saltløsningen. For å oppnå saltløsning som har en saltholdighet på ca. 1378 til 2337 kg/ m<3>(11,5 til 19,5 pounds pr. gallon (ppg)) blir for eksempel ioniske salter av kalsium, magnesium og sink ofte satt til saltløsningen. Vann-tyknende polymerer er egnet til å øke viskositeten til saltløsningene og hemmer således migreringen av saltløsningene inn i formasjonen og løfter borede faste stoffer fra brønnhullet. En annen fordel ved å anvende tunge saltløsninger er evnen til å penetrere dypere i oljeformasjoner.
Polysakkarider så som hydroksyetylcellulose(HEC), karboksylmetyl-hydroksyetylcellulose, karboksymetylcellulose(CMC) og syntetiske polymerer så som polyakrylamider(PAM) blir vanlig anvendt for å øke viskositeten til saltløsninger. Disse polymerer er ikke i stand til hydratisering og å øke viskositeten til tunge saltløsninger særlig mer enn 1378 kg/m<3>(11,5 ppg). Å viskositetsøke tunge saltløsninger byr videre på problemer på grunn av inkompatibilitet og/eller utfelling av polysakkarider i nærvær av oppløste multivalente salter. Anvendelse av syntetiske polymerer med høy molekylvekt så som PAM tilveiebringer relativt lave viskositeten Når PAM-emulsjoner blir anvendt er dessuten invertering av overflateaktive midler nødvendig og disse blir vanligvis tilsatt separat under operasjon som involverer ytterligere prosesstrinn. Når disse polymerer anvendes til å viskositetsøke saltløsninger som inneholder sinkioner i området 0,1 vekt% til 7 vekt% fungerer de ikke effektivt uten anvendelse av additiver. Da tunge saltløsninger som inneholder høye nivåer av sinksalter utstrakt anvendes som brønnoverhalingsfluider, borefluider, fraktureringsfluider og kompletteringsfluider i oljefeltsoperasjoner, er utvikling av en fremgangsmåte for å viskositetsøke tunge saltløsninger svært ønskelig.
Blant problemene ved å anvende polysakkarider så som HEC for tykning er dannelsen av klumper referert til som "fiskeøyne" på grunn av dårlig hydratisering som kan forårsake tilstopping og formasjonsskade. HEC og andre polysakkarider overflatehydratiserer for raskt og ujevnt, hvilket resulterer i klumper. Mange av disse polysakkarider hydratiserer bare etter at temperaturen heves på salt-løsningen og når disse normalt tilføres krever tørre pulvere spesiell fremstilling og/eller blandings- og dispergeringsutstyr når satt til saltløsninger. Videre medfører eksponering for høyere ned-hull temperaturer som løser opp klumpene at saltløsningsviskositetene fluktuerer hvilket resulterer i uforutsigbare og uønskede latente viskositeten Dessuten tenderer mange av polysakkaridene også til å danne separate gummiaktige polymerlag i høydensitetssaltløsninger, spesielt i området med densiteter på 1378 til 2337 kg/ m<3>(11,5 til 19,5 ppg).
Det er gjort ulike forsøk som involverer ytterligere tid og kostnader for å overvinne oppløsningsproblemene beskrevet ovenfor. Disse omfatter ytterligere trinn omfattende behandling av polysakkaridene med additiver i løsningsmiddel media som øker risiko for antennelighet. For eksempel i U.S. Pat. nr. 4,392,964 til R. House et. al., blir en polymerblanding med organiske løsningsmidler fremstilt ved blanding av 5-30 deler HEC med minst 40 deler isopropanol blandet med 3-40 deler vann for å grundig å væte HECen før tilsetning til saltløsningen. I U.S. Pat. nr. 4,415,463 til B. Mosieret. al., behandles naturlige polysakkaridgummier så som carageenan og johannesbrød med en basisk nitrogenreagens for å væte polymeren før tilsetning til saltløsningen. Slike behandlinger krevde tørre pulvere av polysakkaridgummier eller løsninger av isopropanol-vann før de kontaktes med alkohol og den basiske nitrogenreagens for å sikre fuktbarheten til det behandlede produkt. I U.S. Pat. nr. 4,435,564 og 4,439,333 til R. House, blir HEC først aktivert slik at HECen vil dispergere og hydratisere i tunge saltløsninger. Den aktiverende prosess omfatter blanding av HEC i en løsning av enten en amino- eller fenolforbindelse og en vannoppløselig organisk væske før saltløsningstilsetning. Noen av disse additiver blir også ineffektive når satt til saltløsninger som har densiteter over ca. 1438 kg/m<3>(12 ppg). I U.S. Pat. nr. 4,420,406 til R. House et al. ble det beskrevet at tunge saltløsninger som har et smalt densitetsområde fra 1702 til 1869 kg/m<3>(14,2 til 15,6 ppg), kunne effektivt fortykkes med HEC avhengig av nærvær eller fravær av kalsiumklorid og den spesifikke mengden av sinkbromid i saltløsningen.
Syntetiske polymerer beskrevet i U.S. Pat. nr. 4,619,773 erfortykkede salt-løsninger inneholdende AMPS/vinylamid og eventuelt akrylamid. U.S. Pat. nr. 6,346,588 til Franchel et. al., beskriver terpolymerer basert på (met)akrylamid, hydroksyalkyl (met)akrylat og sulfobetain monomerer og anvendelse av dem som fortykningsmidler for vandige saltløsninger inneholdende kalsiumklorid og/eller kalsiumbromid og/eller sinkbromid.
WO97/26310 A beskriver polymerer for anvendelse i viskositetsøkende saltløsninger. Polymerene prehydratiseres i en blanding av et hydrofilt salt og en prehydratiserende alkohol.
W098/21291 A, GB 1 499 034 A og EP 0 726 302 A beskriver saltløsninger med høy densitet som inneholder stivelser. CA 2 423 096 beskriver et brønnbehandlingsfluid som omfatter et vandig løsningsmiddel, et gelerende middel som omfatter én eller flere modifiserte polysakkarider. US 2002/0193343 beskriver en fremgangsmåte for styring av enzymatisk nedbrytning av guar-galaktomannan med beta-mannanase ved selektivt å hemme beta-mannanase.
Gitt det ovennevnte, er det ønskelig å ha en naturlig polymer så som polysakkarid som viskositetsøker de tunge saltløsninger inneholdende kalsium-, magnesium- og sinksalter i brønnvedlikeholdsfluider uten anvendelse av additiver og/eller ytterligere behandlingstrinn før blanding med de tunge saltløsninger. Spesielt er det ønskelig å oppnå et polysakkarid som viskositetsøker tung saltløsning spesielt i området med densiteter fra 1378 til 2337 kg/m<3>(11,5 ppg til 19,5 ppg).
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for fremstilling av et brønnvedlikeholdsfluid omfattende å viskositetsøke en saltløsning som har en densitet på minst 1378 kg/m<3>ved å bringe saltløsningen i kontakt med et kationisk polysakkarid, der det kationiske polysakkaridet er en kationisk guar.
Videre tilveiebringer oppfinnelsen en brønnvedlikeholdsfluidblanding omfattende en viskositetsøket tung saltløsning omfattende et sinksalt, et kalsiumsalt eller blandinger derav; og en kationisk guar.
Oppfinnelsen vedrører også anvendelse av en kationisk guar for å viskositetsøke en saltløsning som har en densitet på minst 1378 kg/ m<3>.
Det er uventet blitt funnet at kationiske guarer viskositetsøker saltløsninger inneholdende sinksalter, kalsiumsalter og spesielt tunge saltløsninger som har densiteter fra 1378 til 2337 kg/m<3>(11,5 ppg til ca. 19,5 ppg).
Et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en salt-løsningsblanding anvendelig for brønnoverhalings-, bore- og kompletteringsfluider. Andre mål, trekk og fordeler vil bli mer tydelige ettersom oppfinnelsen blir mer fullstendig beskrevet nedenfor.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse vedrører å øke viskositeten til en saltløsning inneholdende en sinkforbindelse ved å bringe en kationisk guar i kontakt med saltløsningen slik at den således viskositetsøkte saltløsning kan anvendes i brønnoverhalings, bore-, frakturerings- og kompletteringsfluider.
Tunge saltløsninger anvendt i oljefeltsoperasjoner har densiteter i området fra 1378 til 2337 kg/m<3>(11,5 ppg til 19,5 ppg.) Foretrukne tunge saltløsninger har densiteter i området fra 1,678 til 2337 kg/m<3>(14 ppg til 19,5 ppg). Mer foretrukket har den tunge saltløsning en densitet fra 1917 til 2337 kg/m<3>(16 ppg til 19,5 ppg).
Sinksalter blir satt til saltløsninger for å øke densiteten og for å fremstille tunge saltløsninger som har minst ett vannoppløselig salt av et multivalent metall. Eksempler på sinksalter anvendt som et additiv omfatter, men er ikke begrenset til, sinkklorid, sinkbromid, sinkjodid, sinksulfat og blandinger derav. Foreliggende foretrukne sinksalter er sinkklorid og sinkbromid på grunn av lav kostnad og lett tilgjengelighet.
Ifølge foreliggende oppfinnelse, kan vekten (vekt)% av sinksaltene i den tunge saltløsningen variere sterkt fra 1 vekt% til 55 vekt% basert på vekten til saltløsningen, fortrinnsvis sinksalter varierende fra 10 vekt% til 50 vekt%, mer foretrukket fra 30 vekt% til 50 vekt%. Saltløsningen kan også inneholde en rekke monovalente, divalente og multivalente salter og blandinger derav. Eksempler på monovalente og divalente salter omfatter, men er ikke begrenset til, natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kaliumbromid, kalsiumklorid, kalsiumbromid og magnesiumklorid og blandinger derav. Fortrinnsvis varierer kalsiumsalter fra 1 vekt% til 55 vekt% basert på vekten til saltløsningen og mer foretrukket fra 10 vekt% til 55 vekt%. Fortrinnsvis er vektprosenten av de totale oppløste faste stoffer i saltløsningen i området fra 10 vekt% til 80 vekt%, mer foretrukket fra 75 vekt% til 80 vekt%.
Kationske guarer for anvendelse i oppfinnelsen omfatter hvilket som helst naturlig forekommende kationisk guarer så vel som guarer og guarerderivater som er kationisert ved kjemiske midler, f.eks. kvaternisering med forskjellige kvaternære aminforbindelser inneholdende reaktivt klorid eller epoksid seter. Metoder for fremstilling av de kationiske polysakkarider er beskrevet i U.S. Pat. nr. 4,663,159; 5,037,930; 5,473,059; 5,387,675; 3,472,840 og 4,031,307.
Kationiske derivater blir oppnådd ved reaksjon mellom hydroksylgruppene til polysakkaridet og reaktive klorider eller epoksid seter. Graden av substitusjon av de kationiske grupper på guarstrukturen må være tilstrekkelig for å gi den ønskede kationiske ladningsdensitet. Eksempler på slik kationiserte guarer omfatter, men er ikke begrenset til, polysakkarider og polysakkaridderivater valgt fra gruppen bestående av guar, hydroksyalkylguar, karboksyalkylguar, karboksyalkyl hydroksyalkylguar, hydrofobisk modifisert guar, hydrofobisk modifisert hydroksyalkylguar, hydrofobisk modifisert karboksyalkylguar, hydrofobisk modifisert karboksyalkyl hydroksyalkylguar, og blandinger derav.
De kationiske polysakkarider som anvendes ifølge oppfinnelsen er kationiske guarer og kationiske hydroksyalkylguarer så som kationisk hydroksypropylguar og kationisk hydroksyetylguar som er avledet fra naturlige fornybare kilder og disse miljømessig akseptable sammenlignet med syntetiske polymerer. Eksempel på kationisk guargummi er et hydroksypropyl trimetylammoniumklorid guarderivat fremstilt ved reaksjonen av guargummi med N-(3-klor-2 -hydroksypropyl) trimetylammoniumklorid. Forhold mellom hydroksypropyl trimetyl ammoniumkloridgruppen og guargummi sakkaridenhet kan være 0,03 til 0,3, men fortrinnsvis 0,07 til 0,15. Mer foretrukket, er den kationiske guarpolymeren guar hydroksypropyltrimetylammoniumklorid. Spesifikke ikke-begrensende eksempler på kationiske guarpolymerer omfatter: Jaguar RTM. C 13S, som har en kationisk ladningsdensitet på ca. 0,8 meq/g (tilgjengelig fra Rhodia Company) og Jaguar RTM. C 17, som har et kationisk ladningsdensitet på ca. 1,6 meq/g (tilgjengelig fra Rhodia Company).
Kationiske guarer som gjør det lettere å gjenvinne polymerene sammenlignet med PAM med én gang operasjonen er fullført i brønnvedlike-holdsfluider er videre foretrukket. Mest foretrukket er de kationiske guarer som har lavere tendens for å adsorbere eller presipitere i undergrunnsformasjoner og minimerer langvarig skade på formasjonene. Den gjennomsnittlige molekylvekt av kationiske guarer egnet for anvendelse her er fortrinnsvis fra 100 000 til 2 000 000, mer foretrukket fra 100 000 til 1 000 000 og mest foretrukket fra 300 000 til 1 000 000.
Ytterligere forbedring av saltløsningsviskositet og til brønnvedlikeholds-fluidene kan oppnås ved behandling av kationiske guar-inneholdende polymer-løsninger med tverrbindingsmidler, typisk valgt fra titan-, aluminium-, bor- og zirkoniumbaserte forbindelser eller blandinger derav. Mest typisk blir bor og zirkoniumbaserte additiver anvendt. Bor-tverrbindere blir typisk anvendt med kationiske polysakkarider fremstilt fra polysakkarider så som guargummi og derivater derav, omfattende hydroksypropylguar (HPG), karboksymetylguar (CMG) og karboksymetylhydroksypropylguar (CMHPG). Mest typisk, blir bor-tverrbindere anvendt med kationisk guar fordi det gir egnet ytelse ved lavere kostnad. Zirkonium-baserte additiver kan blandes med kationisk modifiserte karboksy-metylerte guarderivater så som CMG eller CMHPG for å danne stabile geler. Andre egnede kationiske guarderivater omfatter kationisk modifiserte alkylerte karboksylerte polymerer så som metyl og etyl karboksymetylguar og kationisk hydroksypropylguar.
Hvilke som helst anioniske motioner kan bli anvendt sammen med de kationiske guarer så lenge de kationiske guarer forblir oppløselige i saltløsningen og så lenge motionene er fysisk og kjemisk kompatible med sinkforbindelser og ikke på annen måte i for stor grad svekker ytelse og stabilitet. Ikke-begrensende eksempler på slike motioner omfatter: halogenider (f.eks. klorid, fluorid, bromid, jodid), sulfat, metylsulfat og blandinger derav.
Ifølge foreliggende oppfinnelse kan hvilket som helst egnet utstyr så som for eksempel blanding med et typisk oljefelts borefluidblandingsutstyr, anvendes for å kontakte den kationiske guar for å viskositetsøke saltløsningene. Slik kontakt med den kationiske guar kan være i nærvær eller fravær av et overflateaktivt middel. De viskositetsøkte saltløsninger som nå har en ønsket viskositet, kan også anvendes som vedlikeholdsfluider i oljefeltsoperasjoner av fagfolk på området. Generelt kan brønnvedlikeholdsfluider omfattende de viskositetsøkte saltløsninger anvendes i hvilke som helst borete brønner som har en temperatur i området fra 27 °C til 149 °C (80°F til 300°F). Slike brønnvedlikeholdsfluider har viskositeter fortrinnsvis fra 200 eps til 15000 eps, mer foretrukket fra 200 eps til 5000 eps.
Eksempel beskrevet nedenfor skal ytterligere illustrere foreliggende oppfinnelse og bør ikke tolkes som mer begrensende enn de etterfølgende krav.
EKSEMPEL
Dette eksemplet illustrerer at kationiske polysakkarider så som kationisk guargummi blir anvendt for å øke viskositeten til saltløsninger inneholdende kalsiumsalter og sinksalter.
Kationiske guarer vist i Tabeller 1, 2 og 3 ble satt til 200 g saltløsning for å nå den endelige polymerkonsentrasjon. Saltløsningene som ble testet var kalsiumbromid-saltløsning med en densitet på 1702 kg/m<3>(14,2 ppg), kalsiumbromid/sinkbromid-saltløsning med en densitet på 1977 kg/m<3>(16,5 ppg) og kalsiumbromid/sinkbromid saltløsning med en densitet på 2301 kg/m<3>(19,2 ppg). Kationiske guarer som ble testet var Jaguar CP-14 og Jaguar C-17 begge tilgjengelige fra Rhodia Inc., Cranbury, New Jersey. Som et sammenlignings-eksempel ble en ikke-ionisk guar, Jaguar HP-96 også tilgjengelig fra Rhodia Inc., Cranbury, New Jersey også testet for viskositetsøkningsevne. Guarene ble grundig dispergert i saltløsningen ved omrøring med en Waring Blender i 2 minutter ved 2500 opm for å fremstille brønnvedlikeholdsfluidet. Som vist i Tabell 1, ble 0,1 til 0,3 ml 25% eddiksyre satt til saltløsning-polymerblandingen. Viskositet for hver saltløsning-polymerblanding ble testet med et Brookfield viskosimeter etter at fluidblandingen var aldret ved 25 °C fra 1 time til 96 timer og resultatene er vist i Tabeller 1, 2 og 3.
Jaguar HP-96: ikke-ionisk guar, molekylvekt ca. 2 000 000
Jaguar CP-14 lav molekylvekt: kationisk guar, molekylvekt, ca. 300 000 Jaguar C-17: kationisk guar, molekylvekt ca. 2 000 000
Jaguar CP-17 lav molekylvekt: kationisk guar, molekylvekt ca. 300 000
Claims (21)
1. Fremgangsmåte for fremstilling av et brønnvedlikeholdsfluid,
omfattende å viskositetsøke en saltløsning som har en densitet på minst 1378 kg/m<3>ved å bringe saltløsningen i kontakt med et kationisk polysakkaridkarakterisert vedat det kationiske polysakkaridet er en kationisk guar.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor brønnvedlikeholdsfluidet omfatter et borefluid, brønnoverhalingsfluid, fraktureringsfluid, rekompletteringsfluid eller et kompletteringsfluid.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltløsningen har en densitet fra 1378 til 2337 kg/m<3>.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltløsningen har densitet fra 1678 til 2337 kg/ m<3>.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltløsningen omfatter en løsning av minst ett vannoppløselig salt av et multivalent metall.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltløsningen omfatter et sinksalt valgt fra gruppen bestående av sinkklorid, sinkbromid, sinkjodid, sinksulfat og blandinger derav.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltløsningen omfatter et kalsiumsalt valgt fra gruppen bestående av kalsiumklorid, kalsiumbromid og kalsiumjodid og blandinger derav.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar er til stede i en mengde fra 0,1 vekt% til 5 vekt% basert på vekten av saltløsningen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar er til stede i en mengde fra 0,5 vekt% til 4 vekt% basert på vekten av saltløsningen.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar blir fremstilt ved reaksjonen av reaktiv kvaternær ammoniumforbindelse med et polysakkarid eller polysakkaridderivat valgt fra gruppen bestående av guar, hydroksyalkylguar, karboksyalkylguar, karboksyalkyl hydroksyalkylguar, hydrofobisk modifisert guar, hydrofobisk modifisert hydroksyalkylguar, hydrofobisk modifisert karboksyalkylguar, hydrofobisk modifisert karboksyalkyl hydroksyalkylguar, og blandinger derav.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar har molekylvekt fra 100 000 til 2 000 000.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar har molekylvekt fra 100 000 til 1 000 000.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor brønnvedlikeholdsfluidet omfattende saltløsningen har en viskositet fra 200 til 15000 eps.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor brønnvedlikeholdsfluidet omfattende saltløsningen har en viskositet fra 200 til 5000 eps.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar er et hydroksypropyl trimetylammoniumklorid guarderivat.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den kationiske guar er en kationisk guargummi som haren kationisk ladningsdensitet på 1,6 meq/g.
17. Brønnvedlikeholdsfluidblanding som omfatter en viskositetsøket tung saltløsning omfattende et sinksalt, et kalsiumsalt eller blandinger derav; og en kationisk guar.
18. Blanding ifølge krav 17, hvor den kationiske guar er fremstilt fra reaksjonen mellom guargummi og en reaktiv kvaternær aminforbindelse.
19. Brønnvedlikeholdsfluidblanding ifølge krav 17, hvori den kationiske guar har en ladningsdensitet på 1,6 meq/g og en molekylvekt fra 100 000 til 2 000 000 fremstilt ved reaksjonen av guargummi med kvaternær ammoniumforbindelse.
20. Anvendelse av en kationisk guar for å viskositetsøke en saltløsning som har en densitet på minst 1378 kg/ m<3>(11,5 ppg).
21. Anvendelse ifølge krav 20, hvori saltløsningen er som definert i et hvilket som helst av kravene 2 til 7, eller den kationiske guar er som definert i et hvilket som helst av kravene 8 til 12, 15 eller 16.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/280,895 US7629296B2 (en) | 2005-11-16 | 2005-11-16 | Composition and method for thickening heavy aqueous brines with cationic guar |
| PCT/US2006/043212 WO2007058814A2 (en) | 2005-11-16 | 2006-11-06 | Composition and method for thickening heavy aqueous brines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20082099L NO20082099L (no) | 2008-06-05 |
| NO341068B1 true NO341068B1 (no) | 2017-08-21 |
Family
ID=38041682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20082099A NO341068B1 (no) | 2005-11-16 | 2008-05-06 | Fremgangsmåte for fremstilling av et brønnvedlikeholdsfluid, brønnvedlikeholdsfluidblanding og anvendelse av en kationisk guar |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7629296B2 (no) |
| EP (1) | EP1948754B1 (no) |
| BR (1) | BRPI0618665B1 (no) |
| CA (1) | CA2630033C (no) |
| DK (1) | DK1948754T3 (no) |
| NO (1) | NO341068B1 (no) |
| PL (1) | PL1948754T3 (no) |
| RU (1) | RU2432380C2 (no) |
| WO (1) | WO2007058814A2 (no) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090048126A1 (en) * | 2007-08-17 | 2009-02-19 | Alhad Phatak | Method of Treating Formation With Polymer Fluids |
| US9102865B2 (en) * | 2009-02-16 | 2015-08-11 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore servicing fluids comprising cationic polymers and methods of using same |
| CN102597157A (zh) * | 2009-06-04 | 2012-07-18 | 罗地亚管理公司 | 使高比重水性卤水增粘的方法和组合物 |
| US8636069B2 (en) * | 2009-09-22 | 2014-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluid compositions and use thereof |
| US8327935B2 (en) * | 2009-12-17 | 2012-12-11 | Dick Crill | Methods of use of a salt solution of monovalent and divalent cations in hydraulic fracturing |
| US8540025B2 (en) * | 2010-06-08 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US20130098615A1 (en) * | 2011-10-19 | 2013-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel high density brines for completion applications |
| CN102618226B (zh) * | 2012-03-09 | 2013-08-21 | 中成新星油田工程技术服务股份有限公司 | 一种以卤水为基液的饱和盐水泥浆及其制备方法 |
| WO2014154806A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Process for preparing partially degalactosylated xyloglucan and its use for oilfield applications |
| WO2014154814A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Method for blocking permeable zones in oil and natural gas bearing subterranean formations by in-situ xyloglucan degalactosylation |
| CN105555906A (zh) * | 2013-07-17 | 2016-05-04 | 英国石油勘探运作有限公司 | 采油方法 |
| US9796913B2 (en) | 2014-05-28 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low residue, high salinity fracturing fluids |
| WO2016032474A1 (en) | 2014-08-28 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluid and method of use |
| ITUB20150203A1 (it) * | 2015-02-17 | 2016-08-17 | Lamberti Spa | Inibitori di scisti |
| US10815765B2 (en) | 2015-06-24 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Enhanced viscosity of polymer solutions in high salinity brines |
| US20180230362A1 (en) * | 2015-10-22 | 2018-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use |
| WO2019098366A1 (ja) * | 2017-11-20 | 2019-05-23 | 花王株式会社 | 毛髪化粧料 |
| US11939521B2 (en) * | 2022-08-19 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Reuse of hypersaline brine with ionic liquids |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1499034A (en) * | 1973-04-27 | 1978-01-25 | Chem Additives Co | Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation |
| US5473059A (en) * | 1993-03-10 | 1995-12-05 | Rhone-Poulenc Inc. | Modified hydrophobic cationic thickening compositions |
| WO1997026310A1 (en) * | 1996-01-17 | 1997-07-24 | Great Lakes Chemical Corporation | Viscosification of high density brines |
| WO1998021291A1 (en) * | 1996-11-15 | 1998-05-22 | Tetra Technologies, Inc. | Clear brine drill-in fluid |
| EP0726302B1 (en) * | 1995-02-10 | 2000-04-26 | Texas United Chemical Company, LLC. | Low solids, high density fluids |
| US20020193343A1 (en) * | 2000-09-27 | 2002-12-19 | Khan Saad A. | Controlled enzymatic degradation of guar galactomannan solutions using enzymatic inhibition |
| CA2423096A1 (en) * | 2002-03-22 | 2003-09-22 | Bj Services Company | Low residue well treatment fluids and methods of use |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3472840A (en) * | 1965-09-14 | 1969-10-14 | Union Carbide Corp | Quaternary nitrogen-containing cellulose ethers |
| US4031307A (en) * | 1976-05-03 | 1977-06-21 | Celanese Corporation | Cationic polygalactomannan compositions |
| US4415463A (en) * | 1979-06-22 | 1983-11-15 | The Dow Chemical Co. | Preparation of viscosifiers for zinc salt workover and completion brines |
| US4392964A (en) * | 1980-05-05 | 1983-07-12 | Nl Industries, Inc. | Compositions and method for thickening aqueous brines |
| US4420406A (en) * | 1980-06-20 | 1983-12-13 | Nl Industries, Inc. | Thickened heavy brines |
| US4439333A (en) * | 1981-05-08 | 1984-03-27 | Nl Industries, Inc. | Heavy brine viscosifiers |
| US4435564A (en) * | 1982-06-07 | 1984-03-06 | Venture Innovations, Inc. | Compositions and processes for using hydroxyethyl cellulose in heavy brines |
| US4619773A (en) * | 1983-05-02 | 1986-10-28 | Mobil Oil Corporation | High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropanesulfonic acid salts |
| US4663159A (en) * | 1985-02-01 | 1987-05-05 | Union Carbide Corporation | Hydrophobe substituted, water-soluble cationic polysaccharides |
| US5037930A (en) * | 1989-09-22 | 1991-08-06 | Gaf Chemicals Corporation | Heterocyclic quaternized nitrogen-containing cellulosic graft polymers |
| US5176901A (en) * | 1991-04-10 | 1993-01-05 | Smithkline Beecham Corporation | Dental composition |
| DE19930031A1 (de) * | 1999-06-30 | 2001-01-04 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Terpolymere auf Basis von Sulfobetainen, Verfahren zu ihrer Herstellung und deren Verwendung als Verdickungsmittel für wäßrige Salzlösungen |
| US6855671B2 (en) * | 1999-10-01 | 2005-02-15 | Baker Hughes Incorporated | Water based fluids comprising multivalent salts and low molecular weight, low charge cationic polyacrylamide copolymers |
-
2005
- 2005-11-16 US US11/280,895 patent/US7629296B2/en active Active
-
2006
- 2006-11-06 BR BRPI0618665-3A patent/BRPI0618665B1/pt active IP Right Grant
- 2006-11-06 WO PCT/US2006/043212 patent/WO2007058814A2/en active Application Filing
- 2006-11-06 PL PL06836984T patent/PL1948754T3/pl unknown
- 2006-11-06 RU RU2008123876/03A patent/RU2432380C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-11-06 EP EP06836984.2A patent/EP1948754B1/en not_active Not-in-force
- 2006-11-06 DK DK06836984.2T patent/DK1948754T3/da active
- 2006-11-06 CA CA2630033A patent/CA2630033C/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-05-06 NO NO20082099A patent/NO341068B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1499034A (en) * | 1973-04-27 | 1978-01-25 | Chem Additives Co | Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation |
| US5473059A (en) * | 1993-03-10 | 1995-12-05 | Rhone-Poulenc Inc. | Modified hydrophobic cationic thickening compositions |
| EP0726302B1 (en) * | 1995-02-10 | 2000-04-26 | Texas United Chemical Company, LLC. | Low solids, high density fluids |
| WO1997026310A1 (en) * | 1996-01-17 | 1997-07-24 | Great Lakes Chemical Corporation | Viscosification of high density brines |
| WO1998021291A1 (en) * | 1996-11-15 | 1998-05-22 | Tetra Technologies, Inc. | Clear brine drill-in fluid |
| US20020193343A1 (en) * | 2000-09-27 | 2002-12-19 | Khan Saad A. | Controlled enzymatic degradation of guar galactomannan solutions using enzymatic inhibition |
| CA2423096A1 (en) * | 2002-03-22 | 2003-09-22 | Bj Services Company | Low residue well treatment fluids and methods of use |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007058814A2 (en) | 2007-05-24 |
| BRPI0618665B1 (pt) | 2017-07-04 |
| BRPI0618665A2 (pt) | 2011-09-06 |
| US20070111897A1 (en) | 2007-05-17 |
| EP1948754A4 (en) | 2009-11-18 |
| PL1948754T3 (pl) | 2014-01-31 |
| CN101305067A (zh) | 2008-11-12 |
| DK1948754T3 (da) | 2013-11-25 |
| EP1948754A2 (en) | 2008-07-30 |
| RU2008123876A (ru) | 2009-12-27 |
| RU2432380C2 (ru) | 2011-10-27 |
| NO20082099L (no) | 2008-06-05 |
| US7629296B2 (en) | 2009-12-08 |
| WO2007058814A3 (en) | 2008-01-24 |
| CA2630033C (en) | 2013-08-27 |
| CA2630033A1 (en) | 2007-05-24 |
| EP1948754B1 (en) | 2013-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO341068B1 (no) | Fremgangsmåte for fremstilling av et brønnvedlikeholdsfluid, brønnvedlikeholdsfluidblanding og anvendelse av en kationisk guar | |
| DK2438138T3 (en) | PRACTICES AND CONFIGURATIONS FOR DOING HEAVY MARINE SOLUTIONS viscous | |
| Chatterji et al. | Applications of water-soluble polymers in the oil field | |
| NO328290B1 (no) | Metoder og viskose sammensetninger for behandling av bronner | |
| US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| RU2655275C2 (ru) | Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения | |
| US9284483B2 (en) | Aqueous crosslinker slurry compositions and applications | |
| NO317392B1 (no) | Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider | |
| WO2009059160A1 (en) | High temperature aqueous-based zirconium fracturing fluid and use | |
| US10844140B2 (en) | Phosphonated polysaccharides and gels and process for making same | |
| US4626363A (en) | Cationic acrylamide emulsion polymer brine thickeners | |
| US4487866A (en) | Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
| WO2017011894A1 (en) | Modified natural polymers as bitumen encapsulants | |
| US11518930B2 (en) | Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations | |
| NO812494L (no) | Fremgangsmaate for fremstilling av en homogen, viskoes broennbehandlingsvaeske i et borehull, og sammensetninger av broennbehandlingsvaesker | |
| US4205724A (en) | Well treating compositions | |
| CN101305067B (zh) | 用于使高比重卤水增稠的组合物以及方法 | |
| CA2874785A1 (en) | Method of treating subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |