NO772053L - Fremgangsm}te ved tempor{r plugging av en permeabel underjordisk formasjon - Google Patents
Fremgangsm}te ved tempor{r plugging av en permeabel underjordisk formasjonInfo
- Publication number
- NO772053L NO772053L NO772053A NO772053A NO772053L NO 772053 L NO772053 L NO 772053L NO 772053 A NO772053 A NO 772053A NO 772053 A NO772053 A NO 772053A NO 772053 L NO772053 L NO 772053L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solution
- aqueous solution
- formation
- aqueous
- liquid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 28
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 23
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 16
- -1 hydroxyl ions Chemical class 0.000 claims description 16
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 9
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 7
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 5
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 4
- ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M sodium cyanate Chemical compound [Na]OC#N ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N cyanic acid Chemical class OC#N XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDRTVPCFKSUHCJ-UHFFFAOYSA-N molecular hydrogen;potassium Chemical compound [K].[H][H] BDRTVPCFKSUHCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001348 alkyl chlorides Chemical class 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N carbonic acid monoamide Natural products NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 150000001913 cyanates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002526 disodium citrate Substances 0.000 description 1
- 235000019262 disodium citrate Nutrition 0.000 description 1
- 229940079896 disodium hydrogen citrate Drugs 0.000 description 1
- CEYULKASIQJZGP-UHFFFAOYSA-L disodium;2-(carboxymethyl)-2-hydroxybutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(C(=O)O)CC([O-])=O CEYULKASIQJZGP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N formic acid ethyl ester Natural products CCOC=O WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- ULYZAYCEDJDHCC-UHFFFAOYSA-N isopropyl chloride Chemical class CC(C)Cl ULYZAYCEDJDHCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- WKZJASQVARUVAW-UHFFFAOYSA-M potassium;hydron;2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [K+].OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC([O-])=O WKZJASQVARUVAW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- NBRKLOOSMBRFMH-UHFFFAOYSA-N tert-butyl chloride Chemical compound CC(C)(C)Cl NBRKLOOSMBRFMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- KJAMZCVTJDTESW-UHFFFAOYSA-N tiracizine Chemical compound C1CC2=CC=CC=C2N(C(=O)CN(C)C)C2=CC(NC(=O)OCC)=CC=C21 KJAMZCVTJDTESW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for
temporær plugging av.en permeabel underjordisk formasjon rundt en brønn som gjennomtrenger formasjonen. •Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter trinnene:
å pufre en vandig oppløsning for å opprettholde en pH på
ca. 2-6 mens en valgt mengde hydroxylioner tilsettes til opp-løsningen,
å oppløse i den vandige oppløsning en reaktiv forbindelse som gradvis gir tilstrekkelig hydroxylioner til å overvinne pufringen og gjøre oppløsningen i det minste betraktelig alkalisk,
å oppløse i den vandige oppløsning en reaktiv forbindelse som reagerer langsommere enn den hydroxylion-avgivende reaktant, men som gir tilstrekkelig hydrogenioner til i det vesentlige å gjøre oppløsningen betraktelig sur,
å dispergere i den vandige oppløsning en uhydratisert celluloseether som hydratiseres relativt langsomt i en betraktelig sur vandig væske, som hydratiseres relativt hurtig i en i det vesentlige alkalisk vandig væske, og når den .hydratiseres, opp-løses i en vandig væske under dannelse av en relativt viskøs opp-løsning , og
å flømme den vandige væske til kontakt med den underjordiske formasjon slik at en valgt grad av viskositet oppvises i
en valgt tid mens oppløsningen er i kontakt med den underjordiske formasjon.
Foreliggende fremgangsmåte er nyttig for temporært å plugge permeable underjordiske formasjoner, som er Ønskelig ved restau-reringsmetoder, oppbrytningsoperasjoner, etc.
Vandige væsker egnet for anvendelse ved foreliggende fremgangsmåte kan omfatte praktisk talt et hvilket som helst relativt bløtt og relativt saltfritt naturlig vann eller vannbehandlet vann. Et totalt oppløst faststoffinnhold på under 100.000 ppm er i alminnelighet passende. Slike vandige væsker har fortrinnsvis totalt oppløste faststoffinnhold på under 10.000 ppm med fler-verdig ioneinnhold på under ca. 1.000 ppm (basert på calcium-ionekvivalent).
Celluloseethere egnet for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse kan være en hvilken som helst som (a) i uhydratisert form kan dispergeres homogent i en betraktelig sur, vandig væske (fortrinnsvis med en pH fra ca. 2 til 6) i form av findelte partikler (fortrinnsvis med gjennomsnittsdiametere på ikke mere enn ca.. 5 M.m- og fortrinnsvis ikke mere enn 1 |im) og (b) i hydratisert form er tilstrekkelig oppløselig og effekt.iv til å øke viskositeten av
vandige væskeoppløsninger til å gi fortykkede oppløsninger med viskositeter på minst ca. 2.000 cP ved temperaturer som ca. 38°C. Eksempler på slike celluloseethere innbefatter hydroxyethylcellulose, carboxymethylcellulose, methylcellulose og lignende. Disse celluloseethere er på markedet under forskjellige handelsnavn som hydroxyethyIcellulosene fra Hercules Powder Company som "Natrasoler" , fraDowel som "j-l64", og fra Halliburton som "WG-8" . Hercules Powder "Natrasol R-grade" hydroxyethylcellulose kan. anvendes ved foreliggende fremgangsmåte, ved temperaturer varier-
ende fra ca. 4°C til 35°C og oppviser (a) en relativt betydelig forsinket hydratiseringshastighet. i en vandig væske med.en pH fra ca. 4 til 5, o.g (b) en relativt hurtig hydratiseringshastighet i en vandig væske med en pH fra ca. 7 til 10.
Pufringssystemer egnet for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse kan omfatte i det vesentlige hvilke som helst vannopp-løselige puffere for å opprettholde en pH fra ca. 2.til 6 (og fortrinnsvis fra ca. 4"til 5) mens en betraktelig mengde hydroxylioner tilsettes- til oppløsningen. Eksempler på slike puffere innbefatter monokaliumdihydrogencitrat, likemolare blandinger av eddiksyre og natriumacetat, likemolare blandinger av kalium-hydrogenthallat og nat riumacetat, likemolare blandinger av kalium-hydrogenthallat og nat riumhydroxyd, dinatriumhydrogencitrat , og lignende.
Små mengder av en sterk syre som saltsyre, kan anvendes sammen med slike puffere for å nøytralisere noen hydroxylioner i tillegg til dem som ville bli nøytralisert av pufferen alene.
Hvis f.eks. e.ri vandig oppløsning er pufret ved nærværet av likemolare mengder av eddiksyre og natriumacetat pluss en tiendedels molar saltsyre, ville mengden av hydroxylion som kreves for å øke pH til ca. 7, være ca. en tiendedels mol mere for den saltsyre-holdige oppløsning, enn for oppløsningen fri for saltsyre.
Reaktive.forbindelser for gradvis å øke pH av vandige væsker
i henhold til foreliggende oppfinnelse kan omfatte en hvilken som helst som er vannoppløselig og reagerer med vann,eller reagerer i nærvær av vann, under dannelse av vannoppløselige produkter som øker den vandige oppløsnings pH. Slike materialer innbefatter hydrolyserbare amider, som amider av carbaminsyre, urea, homo-logene av urea, saltene av cyansyre, organiske syreamider som formamin, dimethylformamid, acetamid og lignende. De vannoppløse-lige cyanater og lavere organiske syreamider, som natriumcyanat ,. formamid, dimethylformamid og lignende, foretrekkes.
De reaktive forbindelser for å nedsette pH av en vandig oppløsning i henhold til foreliggende oppfinnelse kan omfatte i det vesentlige hvilke som helst vannoppløselige materialer som reagerer med vann eller reagerer i nærvær av vann (med en hastighet betraktelig lavere enn den for den pH-økende reaktive forbindelse) for å gi hydrogenionér eller sure produkter som danner hydrogenioner i vann. Eksempler på egnede forbindelser innbefatter: vannreaktive estere (som er hydrolyserbare ved moderate-temperaturer som 40-l50°C) som er vannoppløselige estere av vann-oppløselige syrer , fortrinnsvis estere av alkoholer med 1-5 carbonatomer av fettsyrer med 1 - 3 carbonatomer, som methylformiat, methylacetat, ethylformiat eller ethylacetat, slike alko-holestere av fosforsyre eller svovelsyre eller lignende; relativt lett hydrolyserbare organiske halogenider av typen beskrevet i US patenter 3.215.199, 3-297-090 og 3-307.630, som de normale eller isopropylklorider, alkylklorid, t-butylklorid eller lignende. En lavere alkoholester av en lavere fettsyre, som methylformiat , er særlig egnet.
Preparatene og konsentratene av de ovenfor, angitte kompo-nenter av vandige væskesystemer anvendt ifølge oppfinnelsen er ordnet på følgende måte i forhold til (a) tid-temperaturutsett-eisen av væsken som flømmes i kontakt med en underjordisk formasjon som skal behandles, og (b) den valgte grad og varighet av en relativt høy viskositet i det temporære pluggingsystem. Som kjent for fagfolk, øker hastighetene med hvilke hydroxylioner og hydrogenioner frigjøres av de respektive pH-økende og pH-nedsettende reaktive forbindelser med økninger i temperatur. Tid-temperaturutsettelsen av en væske som flømmes inn i en gitt underjordisk formasjon, er en funksjon av både temperaturen av formasjonen og strømningshastigheten av væsken som beveger seg fra en overflate-beliggenhet til formasjonen. Hastigheten med hvilken det er ønskelig å flømme væsken inn i én gitt formasjon, er i alminnelighet begrenset av graden av permeabilitet av formasjonen og størrelsen av trykket som kan påføres uten å skade formasjonen og/eller ledningene inne i en brønn. Preparatene og konsentra-sjonene av systemkomponentene velges derfor slik at ved tid-temperaturutsettelsen som frembringes ved å flømme væsken med den ønskede hastighet inn i reservoaret som skal plugges, (a) vi/l hydrolyseringen og oppløsningsfortykkelsen av celluloseetheren være i det vesentlige fullstendig på det tidspunkt en plugg av systemet har nådd formasjonen, og (b) méd oppløsningen ved reser - voartemperaturen, vil hydrolysen av celluloseetheren forsinkes. tilstrekkelig lenge til å gi den valgte varighet av plugging uten å kreve en altfor lang påfølgende forsinkelse for.å vente på at viskositeten bryter ned.
Når f.eks. tid-temperaturutsettelsen av væske som strømmer fra overflatebeliggenheten til reservoaret vil være ca..2 timer i temperaturområdet fra ca. 25°-38°C, kan et puffersystem bestående av likemolare mengder av eddiksyre og natriumacetat anvendes i en konsentrasjon på ca. 0,5 molar sammen med et pH-økende reaktivt materiale som omfatter nat riumcyanat i en konsentrasjon på ca. 1,0 molar. således vil, på ca. det tidspunkt da oppløsningen når reservoarformasjonen, puffervirkningen være overvunnet, og oppløs-ningens pH vil ha øket til ca. 7 eller mere. Dette vil bevirke, en relativt hurtig hydrat iser ing av eventuelt gjenværende uhydratisert dispergert hydroxyethylcellulose. Når et slikt vandig flytende system pumpes inn i kontakt med en underjordisk formasjon, for visse temporære pluggingsanvendelser, holdes væsken fortrinnsvis i det vesentlige statisk under hydrat iseringen av celluloseetheren og utviklingen av en høy viskositet. For slike tid-temperatureksponeringsbetingelser kan et slikt system med fordel inneholde en pH-nedsettende reaktiv forbindelse inneholdende' methylformiat i en konsentrasjon på ca. 2,5 molar. Mens natrium-cyanathydrolysen. foregår, men med en relativt . langsommere hastig-
het, hydrolyseres methylformiatet til methylalkohol og maursyre.
I løpet av et tidsrom av størrelsesorden 24 timer vil methyl-formiathydrolysen ha dannet tilstrekkelig hydroxylioner til å senke oppløsningens pH til ehsom er betydelig sur. Dette vil bevirke en syrebevirket hydrolyse av den hydratiserte cellulose-ester og vil bringe viskositeten av den celluloseetherfortykkede oppløsning til å reduseres til en relativt lav verdi. Virkningen av pH av en slik oppløsning på hastigheten med hvilken slike celluloseethere hydrolyseres, er beskrevet og illustrert i US patent 3.868.996. Som kjent for fagfolk, kan den pH som vil . bli tilveiebrakt i en gitt vandig oppløsning av pufringsmidler, pH-økende og pH-nedsettende reaktive forbindelser lett beregnes
(f.eks., at en pH på ca. 4 fåes i den ovenfor beskrevne oppløsning)
og/eller kan bestemmes ved laboratorieforsøk, som ved å danne en • slik blanding og måle dens oppnådde pH efter i det vesentlige alt av de pH-økende og pH-nedsettende reaktive forbindelser har reagert.
Anvendelsen av foreliggende fremgangsmåte som tillater en temporær plugging av en permeabel jordformas jon rundt et borehull som gjennomtrenger formasjonen, er særlig attraktiv ved oppbryt-ning av formasjonen (hvori den vandige oppløsning ifølge foreliggende oppfinnelse anvendes som oppbrytningsvæske), til temporær avledning av fluidumstrøm i en brønnbehandling (hvor den vandige oppløsning ifølge oppfinnelsen injiseres før behandlingsfluidumet) eller som en reparasjonsoperasjon (hvori den vandige oppløsning ifølge oppfinnelsen anvendes som reparasjonsfluidum).
Dessuten kan den vandige oppløsning ifølge oppfinnelsen anvendes for temporær plugging av en permeabel formasjon, mens annet fluidum injiseres i en annen permeabel formasjon som står i kommunikasjon med den samme brønn som i den første formasjon.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte ved temporær plugging av en permeabel underjordisk formasjon rundt en brønn som gjennomtrenger formasjonen,karakterisert vedat den omfatter: pufring av en vandig oppløsning for å opprettholde en pH fra 2 til 6 mens en valgt mengde hydroxylioner tilsettes til oppløs-ningen; å oppløse i den vandige oppløsning en reaktiv forbindelse som gradvis gir tilstrekkelig hydroxylioner til å overvinne pufringen og gjøre oppløsningen i det minste betraktelig alkalisk; å oppløse i den vandige oppløsning en reaktiv forbindelse som reagerer langsommere enn den hydroxyliondannende reaktant,
men gir tilstrekkelig hydrogenioner til senere å gjøre oppløsningen betraktelig sur; å dispergere i den vandige oppløsning en uhydratisert celluloseether som hydratiseres relativt langsomt i en betraktelig sur vandig væske, som. hydratiseres relativt hurtig i en betraktelig alkalisk vandig væske, og når hydratisert, oppløses i en vandig væske under dannelse av en relativt viskøs oppløsning; og å flømme den vandige væske inn i kontakt med den underjordiske formasjon slik at en valgt grad.av viskositet oppvises i en valgt tid mens oppløsningen er i kontakt med den underjordiske formasjon.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den vandige oppløsning anvendes som en formasjonsoppbrytende væske.
3- Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den vandige oppløsning anvendes som en temporært avledende væske i en brønnbehandling.
4- Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den vandige oppløsning anvendes som en reparasjonsvæske.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den vandige oppløsning anvendes for temporært å plugge en permeabel formasjon mens en annen' SV^Ti1 ^ annSn Perraeabel f°™asjon idet begge formasjoner star i forbindelse med en brønn. -
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1-5,
karakterisert vedat der som hydroxyliondannende forbindelse anvendes et vannoppløselig amid.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1-6,karakterisert vedat der som hydrogeniondannende forbindelse anvendes en vannoppløselig alkoholester av .en vannoppløselig syre.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1-7,karakterisert ved. at oppløsningen er pufret med ekvimolare mengder av eddiksyre og nat riumacetat og der som hydroxyliondannende forbindelse anvendes natriumcyanat.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 8,karakterisert ved. at den hydrogeniondannende forbindelse er methylformiat.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US05/695,896 US4026361A (en) | 1976-06-14 | 1976-06-14 | Treating wells with a temporarily thickening cellulose ether solution |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO772053L true NO772053L (no) | 1977-12-15 |
Family
ID=24794883
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO772053A NO772053L (no) | 1976-06-14 | 1977-06-13 | Fremgangsm}te ved tempor{r plugging av en permeabel underjordisk formasjon |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4026361A (no) |
| CA (1) | CA1079946A (no) |
| DE (1) | DE2726626A1 (no) |
| GB (1) | GB1548070A (no) |
| NL (1) | NL7706451A (no) |
| NO (1) | NO772053L (no) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4232741A (en) * | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
| US4444264A (en) * | 1982-06-17 | 1984-04-24 | Halliburton Company | Method of using a diverting material for well treatment |
| US4569393A (en) * | 1984-02-09 | 1986-02-11 | Phillips Petroleum Company | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction |
| US4657944A (en) * | 1984-02-09 | 1987-04-14 | Phillips Petroleum Company | CO2 -induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction |
| US6877563B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
| CA2764318C (en) * | 2009-06-04 | 2016-07-26 | Rhodia Operations | Methods and compositions for viscosifying heavy aqueous brines |
| US8833452B2 (en) | 2009-12-21 | 2014-09-16 | Schlumberger Technology Corporation | Chemical diversion technique |
| US8646530B2 (en) * | 2009-12-21 | 2014-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Chemical diversion technique |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3378070A (en) * | 1965-09-03 | 1968-04-16 | Halliburton Co | Hydroxyethyl cellulose complex and method of plugging underground formations therewith |
| US3353604A (en) * | 1965-10-13 | 1967-11-21 | Dow Chemical Co | Treatment of subsurface earthen formations |
| US3719228A (en) * | 1971-06-11 | 1973-03-06 | Byron Jackson Inc | Method of selectively stimulating oil wells, compositions therefor, and methods of making such compositions |
| US3795276A (en) * | 1971-10-20 | 1974-03-05 | Dow Chemical Co | Composition and the use thereof for reducing the permeability of a formation |
| US3926258A (en) * | 1972-12-27 | 1975-12-16 | Phillips Petroleum Co | Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time |
| US3892275A (en) * | 1974-01-24 | 1975-07-01 | Shell Oil Co | Self-thinning and neutralizing thickened aqueous liquid |
| US3889753A (en) * | 1974-02-21 | 1975-06-17 | Shell Oil Co | Buffer regulated mud acid |
| US3868996A (en) * | 1974-05-15 | 1975-03-04 | Shell Oil Co | Buffer-regulated treating fluid positioning process |
-
1976
- 1976-06-14 US US05/695,896 patent/US4026361A/en not_active Expired - Lifetime
-
1977
- 1977-06-10 CA CA280,238A patent/CA1079946A/en not_active Expired
- 1977-06-13 DE DE19772726626 patent/DE2726626A1/de not_active Withdrawn
- 1977-06-13 GB GB24610/77A patent/GB1548070A/en not_active Expired
- 1977-06-13 NO NO772053A patent/NO772053L/no unknown
- 1977-06-13 NL NL7706451A patent/NL7706451A/xx not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US4026361A (en) | 1977-05-31 |
| NL7706451A (nl) | 1977-12-16 |
| CA1079946A (en) | 1980-06-24 |
| GB1548070A (en) | 1979-07-04 |
| DE2726626A1 (de) | 1977-12-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2676296C (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
| US5547025A (en) | Process for treating oil-bearing formation | |
| US7322414B2 (en) | Crosslinkable-polymer compositions and associated methods | |
| US3974077A (en) | Fracturing subterranean formation | |
| EP0643197B1 (en) | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations | |
| NO326543B1 (no) | Fremgangsmate ved fjerning av filterkake ved boring og komplettering av uforet borebronn | |
| US20060278390A1 (en) | Crosslinkable polymer compositions and associated methods | |
| US4640361A (en) | Thermally responsive aqueous silicate mixtures and use thereof | |
| NO150854B (no) | Gelert sammensetning, fremgangsmaate til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen og fremgangsmaate til fortrengning av olje inne i en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen | |
| RU2010122306A (ru) | Высокотемпературная цирконийсодержащая жидкость пласта на водной основе и ее применение | |
| US4081029A (en) | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions | |
| NO772053L (no) | Fremgangsm}te ved tempor{r plugging av en permeabel underjordisk formasjon | |
| NO750554L (no) | ||
| US4141416A (en) | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions | |
| GB2254636A (en) | Controlling the cross-linking reaction of an aqueous fracturing fluid | |
| SE0502900L (sv) | Komposition och metod | |
| US5432153A (en) | Gelling compositions useful for oil field applications | |
| NO322883B1 (no) | Stabiliserte fluider inneholdende opploselig sink og fremgangsmate for a oke deres viskositet ved lav skjaerhastighet | |
| NO155785B (no) | Polymert viskositetsregulerende middel samt anvendelse derav i broennbehandlingsvaesker. | |
| EP1739123A2 (en) | Crosslinkable-polymer compositions and method of treating a subterranean formation | |
| NO317392B1 (no) | Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider | |
| US5055209A (en) | Reduction of the viscosity of solutions viscosified with Xanthan gum polymers | |
| NO174523B (no) | Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner | |
| NO780895L (no) | Fremgangsmaate og selv-syrende vaeskesystem for aa opploese kiselsyreholdig materiale | |
| NO860788L (no) | Parmeabilitetskorreksjonsfluid basert paa sulfatfri propionatsekvestrering av krom (iii) og anvendelse av dette i underjordiske formasjoner. |