NO790209L - Fremgangsmaate ved behandling av underjordiske broennformasjoner - Google Patents

Fremgangsmaate ved behandling av underjordiske broennformasjoner

Info

Publication number
NO790209L
NO790209L NO790209A NO790209A NO790209L NO 790209 L NO790209 L NO 790209L NO 790209 A NO790209 A NO 790209A NO 790209 A NO790209 A NO 790209A NO 790209 L NO790209 L NO 790209L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
acid
alkali metal
gelling agent
gel
metal silicate
Prior art date
Application number
NO790209A
Other languages
English (en)
Inventor
Eugene Albert Elphingstone
Marvin Don Misak
James Earl Briscoe
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO790209L publication Critical patent/NO790209L/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/261Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes

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)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte ved behandling av en underjordisk brønnformasjon i hvilken en høyviskøs thixotrop behandlingsvæske innføres i formasjonen. Den høy-viskøse thixotrope behandlingsvæske dannes ved å forene en vandig syreoppløsning med en vandig alkalimetallsilikatoppløsning hvorved der dannes en polymerisert alkalimetallsilikatgel, fulgt av skjæring av gelen for å gi den thixotrope egenskaper.
Ved behandling av underjordiske brønnformasjoner er det ofte ønskelig eller nødvendig å innføre en høyviskøs behandlingsvæske
i formasjonen. Eksempelvis er det, når en meget porøs og perme-abel formasjon påstøtes, av og til nødvendig å bringe hele eller en del av formasjonen i kontakt med et høyviskøst materiale for å forsegle de kontaktede deler slik at påfølgende innføring av behandlingsvæske avledes til ønskede områder eller til andre formasjoner. Videre blir der ved hydrauliske oppbrytningsprosesser utført i underjordiske formasjoner, dvs. dannelse og/eller opp-støtting av sprekker i formasjoner, ofte anvendt høyviskøse opp-bryt ningsvæsker med eller uten oppstøttingsmidler suspendert deri. Vanligvis blir slike oppbrytningsvæsker pumpet inn i en formasjon som behandles med en hastighet og trykk tilstrekkelig til å frembringe én eller flere sprekker deri. Fortsatt pumpning av oppbrytningsvæske forlenger sprekkene, og når oppbrytnings-væsken inneholder oppstøttingsmidlet suspendert deri, blir opp-støtt ingsmidlet tilbake i sprekken. Ved oppbrytnings-surgjørings-behandlinger av underjordiske formasjoner, dvs. dannelse av sprekker i en formasjon, oppstøtt ing av sprekkene og oppløsning av mineraler i formasjonen for å åpne porerom deri, blir der ofte anvendt høyviskøse oppbrytnings-surgjøringsvæsker.
Høyviskøse brønnformasjonsbehandlingsvæsker er særlig for-delaktige ved utførelse av oppbrytnings- og/eller oppbrytnings-surgjørings-metoder idet slike væsker er i stand til å åpne én eller flere sprekker til en bredde tilstrekkelig til å anbringe oppstøttingsmidlet deri uten for stor avlekning av væsken, og slike høyviskøse væsker er i stand til å holde oppstøttingsmidlet i suspensjon over lengre tidsrom uten for stor bunnfelling. Man har imidlertid støtt på problemer ved anvendelse av høyviskøse behandlingsvæsker som hittil har vært anvendt, f.eks. kompleks - dannede geler, idet slike geler i alminnelighet blir mindre vis-køse når høye f ormas jons temperaturer påstøtes , dvs. over ca. 6o°C, og/eller nedbrytning og blir mindre viskøse i nærvær av syre.
Slik nedsettelse i viskositet i brønnformasjonsbehandlingsvæsker kan ofte frembringe uønskede resultater. Hvis f.eks. væskene anvendes som oppbrytningsvæsker med oppstøttingsmiddel suspendert deri, tillater en nedsettelse i viskositet hos væsken at oppstøtt-ingsmidlet hurtig avsetter seg, hvilket fører til utilstrekkelig oppstøtting av de dannede sprekker. Dessuten bevirket de hittil anvendte kompleksdannede geler ofte betraktelig skade på formasjonen som ble behandlet med dem, dvs. de bevirket en nedsettelse
i permeabiliteten av formasjonen.
Ved utførelse av behandlingen av underjordiske brønnforma-sjoner under anvendelse av høyviskøse væsker, er det ønskelig at væskene er thixotrope, dvs. at væskene har evnen til å utvikle en lav viskositet ved turbulent strømning, men oppviser en høy viskositet når de er i ro, idet overgangen er reversibel. Ved foreliggende oppfinnelse fremskaffes metoder for behandling av underjordiske brønnformasjoner med høyviskøse thixotrope behandlingsvæsker som er stabile ved høye temperaturer og i nærvær av syre.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for behandling av en underjordisk brønnformasjon omfatter å forene en vandig syreoppløs-ning med en vandig alka limetallsilikatoppløsning med en pH over ca. 11 i en mengde tilstrekkelig til å senke den dannede blandings pH til et nivå i området fra ca. 7,5 til ca. 8.5 og derved danne en polymerisert alkalimetallsilikatgel, skjære gelen for å få en høyviskøs behandlingsvæske med thixotrope egenskaper og derpå innføre behandlingsvæsken i den underjordiske brønnformasjon.
En rekke alkalimetallsilikater kan anvendes i henhold til foreliggende oppfinnelse, f.eks. natrium-, kalium-, lithium-, rubidium- og cesiumsilikat. Av disse er natriumsilikat foretrukket, og av de mange former av natriumsilikat som eksisterer, er de med et Na_0:SiO_ vektforhold i området fra ca. 1:2 til ca. 1:1+ foretrukket. Et særlig foretrukket materiale for anvendelse ved foreliggende fremgangsmåte er en kommersielt tilgjengelig vandig natriumsilikatoppløsning med en densitet på 1,398 kg/l, et Na20:Si02vektforhold på ca. 1:3,22 (kvalitet 1+ 0) og med følgende tilnærmede analyse:
En rekke forskjellige syrer kan også anvendes, både organiske og uorganiske, såvel som syredannende materialer. Eksempler på uorganiske syrer som kan anvendes, er saltsyre, svovelsyre, fosforsyre og salpetersyre. Eksempler på organiske syrer som kan anvéndes, er maursyre og eddiksyre. Et eksempel på et syredannende materiale som kan anvendes, er benzotriklorid. Av syrene og de syredannende materialer som kan anvendes, foretrekkes saltsyre, svovelsyre, fosforsyre og blandinger av slike syrer, idet saltsyre er den mest foretrukne. Som fagfolk vil forstå, kan fluss-syre ikke anvendes idet dens reaksjon med silikater har en skadelig virkning på dannelsen av polymerisert silikatgel.
Ved fremstilling av en høyviskøs væske med thixotrope egenskaper og en høy pH for behandling av en underjordisk brønnforma-sjon, fremstilles først en vandig alkalimetallsilikatoppløsning med en pH over ca. 11. En slik oppløsning fremstilles under anvendelse av kvalitet 40 natriumsilikatoppløsning som utgangs-materiale, ved å blande ca. 5 volumdeler kvalitet 1+ 0 natrium-silikatoppløsning med ca. 95 volumdeler vann. Den erholdte opp-løsning har en pH i området fra ca. 11 til ca. 12, og en viskositet på ca. 1 cP. Til denne oppløsning tilsettes en vandig syreoppløs-ning, som en 20° Be vandig saltsyreoppløsning, idet blandingen omrøre.s, for å senke blandingens pH til en verdi i området fra ca. 7,5 til ca. 8,5 hvorved alkalimetallsilikatet polymeriseres under dannelse av en høyviskøs, stiv gel. Mens en polymerisert silikatgel vil dannes ved andre pH-nivåer enn fra ca. 7,5 til ca. 8,5, er dannelseshastigheten av gelen størst i dette område.
Ved polymerisasjon av alkalimetallsilikatet på den ovenfor beskrevne måte, dannes en sterkt tverrbundet stiv gelstruktur som ikke er oppløselig i vann, men som er gelatinøs på grunn av vannet som er innestengt i. polymerst rukt uren. For å gi den polymeriserte silikatgel thixotrope egenskaper, skjæres den ved blanding eller omrøring, fortrinnsvis mens polymerisasjonsreaksjonen finner sted. Det antaes at skjæringen av gelen deler den i fine partikler som bærer statiske ladninger som ikke vil agglomereres til en masse, og som oppviser thixotrope egenskaper, dvs. en lav viskositet ved turbulent strømning, men en høy viskositet hår den er i ro eller ved lave skjærhastigheter .
Efter å være underkastet skjær kan konvensjonelle brønn-behandlingstilsetninger som overflateaktive midler, friksjons-nedsettende midler, væsketapstilsetninger, etc., tilsettes til gelen, og likeså et oppstøttingsmiddel som sand, og den resulter-ende høyviskøse thixotrope væske innføres i en underjordisk brønn-formasjon for der å utføre en behandling.
Hvis det er ønskelig at gelen har en lav pH som for anvendelse som en oppbrytnings-surgjøringsbehandlingsvæske, tilsettes efter dannelsen av gelen ved en pH på fra ca. 7,5 til 8,5, ytterligere vandig syreoppløsning til gelen for å få en behandlingsvæske med ønsket syrestyrke. Eksempelvis kan ytterligere syre-oppløsning tilsettes til gelen i en mengde tilstrekkelig til å få en blanding som inneholder overskudd av syre i en mengde i området fra ca. 1% til ca. 5 vekt%av blandingen.
For å øke viskositeten av den polymeriserte silikatgel kan et geleringsmiddel tilsettes dertil som hydratiserer med det frie vann som inneholdes i gelen. Passende slike geleringsmidler er hydratiserbare polysaccharider og polyacrylamider. Polysaccharider som hydratiserbare galactomannan-gummier og derivater derav, hydratiserbare glucomannan-gummier og derivater derav og hydratiserbare cellulosederivater er særlig egnet, og av disse foretrekkes guargummi, johannesbrødgummi, karayagummi, hydroxypropy1-guargummi, carboxymethylhydroxypropyl-guargummi, carboxymethyl-cellulose, carboxymethylhydroxyethylcellulose og hydroxyethy1 - cellulose. Det mest foretrukne geleringsmiddel for anvendelse ved den polymeriserte silikatgel med en pH i området fra ca. 7,5 til 8,5, er hydroxypropyl-guargummi.
Tilsetningen av de ovennevnte geleringsmidler til den polymeriserte silikatgelblanding øker viskositeten av det frie vann i blandingen og fører til en økning i den totale viskositet av blandingen. Slike geleringsmidler nedbrytes imidlertid med tiden i nærvær av syre og er derfor egnet for anvendelse i de ovenfor beskrevne væsker med høy pH, men er ikke så egnet i polymeriserte silikatblandinger med lav pH, dvs. de som inneholder overskudd av syre. Dessuten bevirker tilsetningen av overskudd av syre til den polymeriserte silikatgel at gelen tynnes ut og taper sine thixotrope egenskaper i noen grad. Dette antaes å skyldes det forhold at de skjærbehandlede gelpartikler har negative statiske ladninger, hvilket bringer partiklene til å fra-støte hverandre, hvilket igjen gir gelen dens thixotrope egenskaper. Når syre tilsettes til gelen, blir de negative ladninger i det minste delvis nøytralisert, hvilket nedsetter de thixotrope egenskaper. For å overvinne dette problem og for å øke viskositeten av gelblandingen inneholdende overskudd av syre, kan visse geleringsmidler som også virker som overflateaktive midler, anvendes. Det antaes at de overflateaktive egenskaper av slike geleringsmidler forhindrer de ladede partikler fra å agglomerere i nærvær av syre og derved forhindrer den tilsvarende uttynning og tap av thixotrope egenskaper. Egnede slike overflateaktive-geleringsmidler er ethoxylerte alifatiske eller aromatiske aminer, polyvinylpyrrolidin og biopolymerer som xanthangummi.. Av disse foretrekkes ethoxylerte alifatiske aminer, dvs. reaksjonsprod-uktene av fettsyrer og aminer, med følgende generelle formel:
hvor:
R er et fett eller en olje med fra ca. 6 til ca. 30 carbonatomer, og
x er. et helt tall i området fra ca. 1 til ca. 50.
Eksempler på slike forbindelser som er kommersielt til-gjengelige, er reaksjonsproduktet av stearinsyre, ammoniakk og ethylenoxyd som selges av Armak Industrial Chemicals Division of Armak company under handelsbetegnelsen "Ethomeen" 18/60 og reak sjonsproduktet av soyafett syre, ammoniakk og ethylenoxyd som selges av Armak under handelsbetegnelsen "Ethomeen" S-12. "Ethomeen" S-12 er det mest foretrukne overflateaktive-geleringsmiddel for anvendelse i henhold til foreliggende oppfinnelse.
En alternativ metode for å frembringe en høyviskøs, thixotrop, sur behandlingsvæske er å forene en vandig alkalimetall-silikatoppløsning med en pH over ca. 11 med en konsentrert vandig syreoppløsning i en mengde hvorved overskudd av syre er tilstede i den dannede blanding i en mengde i området på fra 1 vekt% til ca. 28 vekt% under blanding eller omrøring av den dannede blanding. En polymerisert alkalimetallsilikatgel dannes i blandingen med stor hastighet, hvilket fører til en sterkt viskøs, sur væske. For å gi væsken thixotrope egenskaper, underkastes den skjær som beskrevet ovenfor. Efter skjærbehandling tilsettes konvensjonelle brønnbehandlingstilsetninger som overflateaktive midler, f riks jonsnedsettere, etc, til væsken foruten eventuelt oppstøtt-ingsmiddel. Dessuten kan de ovenfor beskrevne overflateaktive-geleringsmidler for anvendelse i sure væsker tilsettes for å øke blandingens viskositet.
Ved oppbrytning av en underjordisk brønnformasjon i henhold til fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, forenes en vandig syreoppløsning, fortrinnsvis 30 - 35 vekt% saltsyre, med en alkalimetallsilikatoppløsning, fortrinnsvis natriumsilikat, med en pH over ca. 11, i en mengde tilstrekkelig til å senke den erholdte blandings pH til et nivå i området fra ca. 7, 5 til ca. 8,5 og derved danne en polymerisert alkalimetallsilikatgel. Blandingen omrøres eller blandes mens den polymeriserte silikatgel dannes for derved å skjære gelen og meddele den thixotrope egenskaper. For å øke viskositeten av behandlingsvæsken tilsettes et geleringsmiddel, fortrinnsvis hydroxypropyl-guargummi til væsken mens den omrøres, i en mengde på ca. 0,2 vekt%. Andre konvensjonelle brønnbehandlingstilsetninger og oppstøttingsmidler som eventuelt anvendes, tilsettes også til væsken mens den omrøres, og den erholdte oppbrytningsvæske med høy pH innføres i en underjordisk formasjon med en strømningshastighet og trykk tilstrekkelig til å frembringe en oppsprekning deri.
Ved utførelse av en oppbrytnings-surgjøringsbehandling i en underjordisk formasjon fremstilles den høyviskøse thixotrope polymeriserte silikatgelkomposisjon som beskrevet ovenfor fulgt av tilsetning av overskudd av syreoppløsning for å få en behandlingsvæske med lav pH, f.eks. inneholdende overskudd av syre i en mengde i området på fra ca. 1% til ca. 5 vekt%. Som nevnt ovenfor, kan, før tilsetning av overskuddet av syre til den skjærbehandlede, polymeriserte silikatgel, væsken tilsettes et over-flateaktivt-geleringsmiddel av den ovennevnte type som øker viskositeten av væsken og stabiliserer den. Relativt små mengder av slike overflateaktive-geleringsmidler kreves, i alminnelighet i området fra ca. 0,6 til ca. 3,6 kg overflateaktivt-geleringsmiddel pr. m^ natriumsilikatgel. Oppstøttingsmiddel tilsettes til den dannede oppbrytnings-surgjøringsvæske med lav pH, og den innføres i en underjordisk formasjon ved en strømningshastighet og trykk som er tilstrekkelig til å danne en oppsprekning deri, anbringe oppstøttingsmidlet i sprekken og oppløse mineraler hvorved permeabiliteten av formasjonen inntil oppbrytningen økes.
En alternativ metode for å danne en høyviskøs behandlingsvæske med lav pH som har en høy konsentrasjon av overskudd av syre, er å forene den vandige alkalimetallsilikatoppløsning med en pH større enn ca. 11 med en konsentrert vandig syreoppløsning (30 - 35 vekt% syre) i en slik mengde at overskudd av syre er tilstede i den dannede blanding i en mengde i området fra ca. 10 vekt% til ca. 28 vekt%. Blandingen omrøres slik at den polymeriserte silikatgel skjæres og får thixotrope egenskaper. Et av geleringsmidlene navnt ovenfor, kan tilsettes til væsken for å øke viskositeten av blandingen og gi den syrestabilitet, fulgt av tilsetning av konvensjonelle brønnbehandlingstilsetninger og opp-støtt ingsmiddel hvis dette anvendes.
De polymeriserte silikatbehandlede væsker kan fremstilles
i satser eller kan fremstilles kontinuerlig mens de pumpes eller på annen måte innføres i den underjordiske brønnformasjon. Efter å være innført i formasjonen dehydratiseres den polymeriserte silikatgel med en relativt hurtig hastighet, og det er følgelig ikke nødvendig å innbefatte et kjemikalium for å nedbryte natriumsilikatgelen i væskene. Tiden som kreves for at gelen skal dehydratiseres, avhenger av hastigheten av vanntapet til formasjonen og andre faktorer, men i alminnelighet er den i området fra ca. 4 timer til ca. 24 timer. Efter dehydratisering blir noe pulvefformig silikat tilbake i den dannede formasjon og kan lett fjernes ved å bringe formasjonen i kontakt med flussyre. Før
dehydratiseringen av den polymeriserte silikatgel, har den ut-merket stabilitet, dvs. bibeholder sin høye viskositet over et vidt temperaturområde (opptil ca. 26o°C). Behandlingsvæskene er særlig egnet for behandling av underjordiske brønnformasjoner med lav permeabilitet idet de er relativt uskadelige sammenlignet med konvensjonelle væsker overfor slike formasjoner, dvs. nedsetter ikke permeabiliteten derav i særlig grad.
De følgende eksempler vil belyse oppfinnelsen ytterligere.
Eksempel 1
Flere polymeriserte natriumsilikatgeler ble fremstilt i laboratoriet under anvendelse av en kvalitet 40 natriumsilikat-oppløsning. Porsjoner av kvalitet 40 natriumsilikatoppløsning, springvann inneholdende 2% kaliumklorid og 20° Bé saltsyre (ca. 31,45 vekt% saltsyre) vist i tabell I nedenfor, ble anvendt. Unntatt de geler som fremstilles ved direkte forening av syre- og natriumsilikatoppløsningene, tilsettes flere dråper fenofthalein-indikator til den fortynnede nat riumsilikatoppløsning fulgt av tilsetning av saltsyreoppløsning i den mengde som er nødvendig for å nå et endepunkt, dvs. en pH i området fra ca. 8 til ca. 8,5-Efter tilsetningen av syren og mens den polymeriserte natriumsilikatgel dannes, skjæres blandingen i 10 minutter under anvendelse av en "Jabsco" pumpe.
Gelene inneholder 5 volum%, 7,5 volum% og.10 volum% kvalitet 40 natriumsilikat, og de tre siste geler vist i tabell I, inneholder overskudd av syre i de angitte mengder. Viskositeter av gelene er tilsynelatende viskositeter målt på enVodel 35 FANN" viskosimeter, nr. 1 fjær, standard skive og hylse ved værelse-temperatur og ved 300 r/min.
Eksempel 2
Polymerisert natriumsilikatgel dannes i gelpartikler med noe fritt vann mellom gelpartiklene. For å øke totalviskositeten av gelen forenes et hydroxypropyl-guragummi-geleringsmiddel med natriumsilikatgelen slik at geleringsmidlet hydratiseres med det frie vann som inneholdes, deri. I laboratoriet fremstilles en høy-pH 5% kvalitet 40 natriumsilikatgel under anvendelse av feno-fthalein-indikator og 20° Be saltsyre som beskrevet i eksempel 1. Geleringsmidlet tilsettes til prøver av den polymeriserte natriumsilikatgel ved to metoder. Ved den første metode blandes geleringsmidlet og hydratiseres i springvann inneholdende kaliumklorid før foreningen med kvalitet 1+ 0 nat riumsilikatoppløsning, og natriumsilikatet geleres med saltsyre. Ved den annen fremgangsmåte tilsettes geleringsmidlet til den polymeriserte natriumsilikatgel efter at den er.dannet, og gelens pH senkes ved tilsetning av ytterligere saltsyre til en verdi i området på 5>5- 6 for å på-skynde hydratiseringen av geleringsmidlet.
De tilsynelatende viskositeter av de dannede gelblandinger måles på en"Model 35 FANN" viskosimeter, nr. 1 fjær, standard skive og hylse ved 300 r/min. Resultatene av disse forsøk er angitt i tabell II.
Som vist i tabell II, øker tilsetningen av hydroxypropyl-guargummi-geleringsmiddel viskositeten av gelen, og de beste viskositeter fåes ved tilsetning av geleringsmidlet efter at den polymeriserte natriumsilkatgel er dannet.
Eksempel 3
Polyvinylpyrrolidin, xanthangummi og ethoxylerte alifatiske aminer ble prøvet i laboratoriet som geleringsmidlet for sure polymeriserte hatriumsilikatgeler.
Fremgangsmåten for prøving av polymerene er først å frem-stille en polymerisert natriumsilikatgel inneholdende 5% overskudd av syre i henhold til fremgangsmåten angitt i eksempel 1. Geleringsmidlet tilsettes til natriumsilikatgelen i mengden angitt i tabell III under omrøring av blandingen. Viskositetene måles ved anvendelse av en"Model 35 FANN" viskosimeter, nr. 1 fjær, standard skive og hylse ved 300 r/min.
Som vist i tabell III, forbedrer 6verflateaktive-geleringsmidler totalviskositetene for natriumsilikatgeler inneholdende overskudd av syre. Iakttagelser av gelene viser at gelene er ensartet og tykke med lite vannutskillelse. Dessuten stabiliserer geleringsmidlene gelene og forhindrer tap av viskositet og thixotrope egenskaper ved lavere pH.
Eksempel 4
Væskepermeabilitetsforsøk ble utført i laboratoriet under anvendelse av Berea-sandsten (høy permeabilitet), Bandera-sandsten (middels permeabilitet) og Ohio-sandsten (lav permeabilitet). Springvann inneholdende 2 vekt% kaliumklorid bringes først til å strømme gjennom forsøkskjernene under et oppstrøms trykk på o ca. 8>4kg/cm 2 manomet ert rykk, og væskepermeabiliteten av kjernene ble beregnet fra den gjennomsnittlige strømningshastig-het av væske som strømmer gjennom kjernene, væskeviskositeten, kjernelengde, væsketrykk og kjerneareal. Kjernene behandles derefter med en 5% polymerisert natriumsilikatgel fremstilt som beskrevet i eksempel 1 ved å føre gelen gjennom kjernene fulgt av neddykning av kjernene i gelen i fra ca.15 til ca. 24 timer i løpet av hvilken tid gelen bringes til å bryte ned. Kjernene gjennomstrømmes så den motsatte vei med springvann inneholdende 2 vekt% kaliumklorid, og væskepermeabiliteten beregnes. Ytterligere kjerner prøves på samme måte, men kjernene béhandles med en høyviskøs gel dannet fra vann og hydroxypropyl-guargummi
(4>8kg hydroxypropyl-guargummi pr. m^ vann) istedenfor natriumsilikatgelen. Resultatene av disse forsøk er angitt i tabell IV.
Av tabell IV kan det sees at den polymeriserte natriumsilikatgel er relativt uskadelig for formasjonens permeabilitet og er betraktelig mindre skadelig for formasjonens permeabilitet enn hydroxypropy1-guargummigel.

Claims (53)

1. Fremgangsmåte for å behandle en underjordisk brønnformasjon, karakterisert ved trinnene: en vandig syreoppløsning forenes med en vandig alkalimetall-silikatoppløsning med en pH større enn 11 i en mengde tilstrekkelig til å senke den dannede blandings pH til et nivå i området-fra 7,5 til 8,5 og derved danne en polymerisert alkalimetallsilikatgel; den erholdte gel underkastes skjæring for derved å få en ' høyviskøs thixotrop behandlingsvæske; og den erholdte behandlingsvæske innføres i den underjordiske brønnformas jon.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at der som alkalimetall- silikat anvendes natriumsilikat.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at der som vandig natrium-silikatoppløsning anvendes en kvalitet 40 natriumsilikatoppløsning fortynnet med vann.
4. Fremgangsmåte ifølge.krav 1-3, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre, svovelsyre, fosforsyre eller blandinger derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1-4, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1-5, karakterisert ved at ytterligere vandig syre-oppløsning forenes med den nevnte polymeriserte alkalimetallsilikatgel i en mengde tilstrekkelig til å få en blanding som inneholder overskudd av syre i en ønsket mengde:
7. Fremgangsmåte .ifølge krav 1-6, karakterisert ved at den erholdte polymeriserte alkalimetallsilikatgel tilsettes et geleringsmiddel i en mengde tilstrekkelig til å øke. viskositeten av den erholdte blanding.
8- • Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes hydratiserbare galactomannangummier, hydratiserbare glucomannangummier og/eller hydratiserbare cellulosederivater.
9.. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes hydroxypropyl-guargummi.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at den innbefatter trinnet å forene et geleringsmiddel med den nevnte polymeriserte alkalimetallsilikatgel i en mengde tilstrekkelig til å øke viskositeten av den dannede blanding.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes polyvinylpyrrolidin.
1 2. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes xanthangummi.
13- Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert amin.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert alifatisk amin med den generelle formel:
hvor R er et fett eller en olje med fra 6 til 30 carbonatomer, og x er et helt tall fra 1 til 50.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1 ved behandling av en underjordisk brønnformasjon, karakterisert ved t rinnene: en vandig alkalimetallsilikatoppløsning med en pH over 11 forenes med en vandig syrepppløsning i en mengde slik at overskudd av syre er tilstede i den dannede blanding i en mengde i området fra 1 vekt% til 28 vekt% og derved danner en polymerisert alkalimetallsilikatgel deri; den dannede gel underkastes skjærbehandling for derved å få en høyviskøs, thixotrop, sur behandlingsvæske; og at den sure behandlingsvæske innføres i den underjordiske brønnformasjon.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at der som alkalimetall-silikat anvendes natriumsilikat.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at der som vandig natrium-silikatoppløsning anvendes kvalitet 40 natriumsilikatoppløsning fortynnet med vann.
18- Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre, svovelsyre, fosforsyre eller en blanding derav.
19- Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at den innbefatter det ytterligere trinn å forene et geleringsmiddel med blandingen av polymerisert alkalimetallsilikatgel og overskudd av syre, i en mengde tilstrekkelig til å øke viskositeten derav.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes polyvinylpyrrolidin.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes xanthangummi.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert amin.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 23, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert alifatisk amin med den generelle formel:
hvor R er et fett eller en olje med fra 6 til 30 carbonatomer, og x er et helt tall fra 1 til 50.
25- Fremgangsmåte ved oppbrytning av en underjordisk brønn-formasjon, karakterisert ved at den omfatter trinnene: en vandig syreoppløsning forenes med en vandig alkalimetall-silikatoppløsning med en pH på over 11 i en mengde tilstrekkelig til å senke pH av den dannede oppløsning til et nivå i området fra 7,5 til 8j5 , og derved danne en polymerisert alkalimetallsilikatgel; den dannede gel underkastes skjær for derved å få en høy-viskøs, thixotrop oppbrytningsvæske; og den erholdte oppbrytningsvæske innføres i den underjordiske formasjon med en strømningshastighet og trykk tilstrekkelig til å frembringe en oppbrytning deri.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, karakterisert ved at.der som alkalimetall-silikat anvendes natriumsilikat.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 25, karakterisert ved at der som vandig natrium-silikatoppløsning anvendes kvalitet 40 natriumsilikatoppløsning fortynnet med vann.
28- Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre, svovelsyre, fosforsyre eller en blanding derav.
29.F remgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at der som syre anvendes' saltsyre.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 25, karakterisert ved det ytterligere trinn at et geleringsmiddel forenes med den polymeriserte natriumsilikatgel i en mengde tilstrekkelig til å Øke viskositeten derav.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 30, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes en hydratiserbar galactomannangummi, en hydratiserbar glucomannangummi og/eller et hydratiserbart cellulosederivat.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 31, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes hydroxypropyl-guargummi.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 25, karakterisert ved det videre trinn at et oppstøttingsmiddel dispergeres i d=n polymeriserte alkalimetallsilikatgel.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 32, karakterisert ved at der som alkalimetall-silikat anvendes natriumsilikat og som oppstøttingsmiddel sand.
35« Fremgangsmåte ved oppbrytning-surgjøring av en underjordisk brønnformasjon, karakterisert ved trinnene: en vandig syreoppløsning forenes med en vandig alkalimetall-silikatoppløsning med en pH over 11 i en mengde tilstrekkelig til å senke den dannede oppløsnings pH til et nivå i området fra 7,5 til 8,5 og derved danne en polymerisert alkalimetallsilikatgel; ytterligere vandig syreoppløsning forenes med den nevnte polymeriserte alkalimetallsilikatgel i en mengde tilstrekkelig til å få en blanding inneholdende overskudd av syre i en ønsket mengde; den polymeriserte alkalimetallsilikatgel-syreblanding underkastes skjær for derved å få en høyviskøs thixotrop oppbrytnings-surgjøringsvæske; og denne oppbrytnings-surgjøringsvæske innføres i den underjordiske formasjon med en strømningshastighet og et trykk tilstrekkelig til å bevirke en oppbrytning deri.
36. Fremgangsmåte ifølge krav 35, karakterisert ved at der som alkalimetall-' silikat anvendes natriumsilikat.
37- Fremgangsmåte ifølge krav 35, karakterisert ved at der som vandig natrium-silikatoppløsning anvendes kvalitet 4o natriumsilikatoppløsning fortynnet med vann.
38» Fremgangsmåte ifølge krav 36, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre, svovelsyre, fosforsyre eller en blanding derav.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 36, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre.
40. Fremgangsmåte ifølge krav 35, karakterisert ved det ytterligere trekk at et geleringsmiddel kombineres med den polymeriserte alkalimetallsilikatgel-syreblanding i en mengde tilstrekkelig til å øke viskositeten derav.
41. Fremgangsmåte ifølge krav 40, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes polyvinylpyrfolidin.
42. Fremgangsmåte ifølge krav 40, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes xanthangummi.
43. Fremgangsmåte ifølge krav 40, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert amin.
44. Fremgangsmåte ifølge krav 43, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert alifatisk amin med den generelle formel:
"hvor: R er et fett -eller en olje med 6 - 30 carbonatomer, og x er et helt tall fra 1 til 50.
45. Fremgangsmåte ved oppbrytning-surgjøring av en underjordisk brønnformasjon, karakterisert ved trinrene: en vandig alkalimetallsilikatoppløsning med en pH over 11 forenes med en vandig syreoppløsning i en mengde slik at overskudd av syre er tilstede i den dannede blanding i en mengde i området fra 1 vekt% til 28 vekt% av blandingen, og hvorved der. dannes en polymerisert alkalimetallsilikatgel deri; den nevnte syre-gelblanding underkastes skjær for derved å få en høyviskøs thixotrop oppbrytnings-surgjøringsvæske; og den nevnte oppbrytnings-surgjøringsvæske innføres i den underjordiske formasjon med en strømningshastighet og et trykk tilstrekkelig til å frembringe en oppbrytning deri.
46. Fremgangsmåte ifølge krav 45, karakterisert ved at der som alkalimetall-silikat anvendes natriumsilikat.
47- Fremgangsmåte ifølge krav 45, karakterisert ved at der som vandig natrium-silikatoppløsning anvendes kvalitet 40 natriumsilikatoppløsning fortynnet med vann.
48- Fremgangsmåte ifølge krav 46, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsyre, svovelsyre, fosforsyre eller en blanding derav.
49- Fremgangsmåte ifølge krav 46, karakterisert ved at der som syre anvendes saltsy re.
50. Fremgangsmåte ifølge krav 45, karakterisert ved det ytterligere trinn at et geleringsmiddel forenes med den nevnte gel-syreblanding i en mengde tilstrekkelig til å øke viskositeten derav.
51. Fremgangsmåte ifølge krav 50, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes polyvinylpyrrolidin.
52. Fremgangsmåte ifølge krav 50, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes xanthangummi.
53 • Fremgangsmåte ifølge krav 50, karakterisert ved at. der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert amin.
54' Fremgangsmåte ifølge krav 53, karakterisert ved at der som geleringsmiddel anvendes et ethoxylert alifatisk amin med den generelle formel:
hvor: R er et fett eller en olje med fra 6 til 30 carbonatomer, og x er et helt tall fra 1 til 50.
NO790209A 1978-01-23 1979-01-22 Fremgangsmaate ved behandling av underjordiske broennformasjoner NO790209L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US87172578A 1978-01-23 1978-01-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO790209L true NO790209L (no) 1979-07-24

Family

ID=25357992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO790209A NO790209L (no) 1978-01-23 1979-01-22 Fremgangsmaate ved behandling av underjordiske broennformasjoner

Country Status (8)

Country Link
AU (1) AU524384B2 (no)
BR (1) BR7807043A (no)
CA (1) CA1107048A (no)
FR (1) FR2415191A1 (no)
GB (1) GB2018858B (no)
IT (1) IT1110019B (no)
NO (1) NO790209L (no)
PT (1) PT68512A (no)

Also Published As

Publication number Publication date
AU3951078A (en) 1980-03-13
PT68512A (en) 1978-10-01
BR7807043A (pt) 1979-08-14
IT1110019B (it) 1985-12-23
FR2415191A1 (fr) 1979-08-17
GB2018858B (en) 1982-03-03
IT7919349A0 (it) 1979-01-16
GB2018858A (en) 1979-10-24
CA1107048A (en) 1981-08-18
AU524384B2 (en) 1982-09-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4215001A (en) Methods of treating subterranean well formations
US10526529B2 (en) Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same
US5226479A (en) Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
US6209646B1 (en) Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US4514309A (en) Cross-linking system for water based well fracturing fluids
US5217632A (en) Process for preparation and composition of stable aqueous solutions of boron zirconium chelates for high temperature frac fluids
US2890752A (en) New squeeze cement proces and slurry
US4378049A (en) Methods, additives and compositions for temporarily sealing high temperature permeable formations
US20140158355A1 (en) Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing
US5413178A (en) Method for breaking stabilized viscosified fluids
US20060205607A1 (en) Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker-breaker
NO20004718L (no) Hydraulisk frakturering ved bruk av overflateaktivt gelateringsmiddel
MXPA02005738A (es) Concentrados de fluido de tratamiento de formacion subterranea, fluidos y metodos de tratamiento.
AU2004201127B2 (en) Viscous well treating fluids and methods
EA015579B1 (ru) Способы обработки подземных пластов растворами, основанными на гетерополисахаридах
CA1211881A (en) Composition and method for stimulating a subterranean formation
US6706769B2 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
US4487866A (en) Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers
US4426296A (en) Method of acidizing wells using gelled acids
EP0130732B1 (en) Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation
CN111394087A (zh) 一种压裂用非氧化性破胶剂的制备方法
US11746282B2 (en) Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
NO790209L (no) Fremgangsmaate ved behandling av underjordiske broennformasjoner
CN109694701B (zh) 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法
RU2168618C2 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения