NO862140L - Karbondioksydsystem for hydraulisk sprekkdannelse i hydrokarbonreservoarer. - Google Patents
Karbondioksydsystem for hydraulisk sprekkdannelse i hydrokarbonreservoarer.Info
- Publication number
- NO862140L NO862140L NO862140A NO862140A NO862140L NO 862140 L NO862140 L NO 862140L NO 862140 A NO862140 A NO 862140A NO 862140 A NO862140 A NO 862140A NO 862140 L NO862140 L NO 862140L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- mixture
- liquid
- carbon dioxide
- formation
- weight
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 13
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 241000790917 Dioxys <bee> Species 0.000 title 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 title 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 90
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 51
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 45
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 45
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 16
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 9
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 claims description 8
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 claims description 8
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 claims description 8
- DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N dibutyl phthalate Chemical compound CCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCC DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003351 stiffener Substances 0.000 claims description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- BAECOWNUKCLBPZ-HIUWNOOHSA-N Triolein Natural products O([C@H](OCC(=O)CCCCCCC/C=C\CCCCCCCC)COC(=O)CCCCCCC/C=C\CCCCCCCC)C(=O)CCCCCCC/C=C\CCCCCCCC BAECOWNUKCLBPZ-HIUWNOOHSA-N 0.000 claims description 4
- PHYFQTYBJUILEZ-UHFFFAOYSA-N Trioleoylglycerol Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(=O)OCC(OC(=O)CCCCCCCC=CCCCCCCCC)COC(=O)CCCCCCCC=CCCCCCCCC PHYFQTYBJUILEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- GSPKZYJPUDYKPI-UHFFFAOYSA-N diethoxy sulfate Chemical compound CCOOS(=O)(=O)OOCC GSPKZYJPUDYKPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PHYFQTYBJUILEZ-IUPFWZBJSA-N triolein Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)COC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC PHYFQTYBJUILEZ-IUPFWZBJSA-N 0.000 claims description 4
- 229940117972 triolein Drugs 0.000 claims description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims description 3
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 229950004959 sorbitan oleate Drugs 0.000 claims description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 claims 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 6
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 6
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 3
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 1,4a-dimethyl-7-propan-2-yl-2,3,4,4b,5,6,10,10a-octahydrophenanthrene-1-carboxylic acid Chemical class C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N triglyme Chemical compound COCCOCCOCCOC YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000001866 hydroxypropyl methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N hydroxypropyl methyl cellulose Chemical compound OC1C(O)C(OC)OC(CO)C1OC1C(O)C(O)C(OC2C(C(O)C(OC3C(C(O)C(O)C(CO)O3)O)C(CO)O2)O)C(CO)O1 UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003088 hydroxypropyl methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010979 hydroxypropyl methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
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)
- Lubricants (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
Description
Denne oppfinnelse vedrører nye tofasesystemer som er egnet for bruk i hydraulisk sprekkdannelse i hydrokarbonreservoarer. Nærmere bestemt vedrører denne oppfinnelse nye væskeformige karbondioksydholdige kombinasjoner eller blandinger som er anvendelige som sprekkdannelsesfluider for dypgassbrønner og oljebrønner, hvilke blandinger viserøket viskositet og gir øket smøreevne sammenlignet med vanlig karbondioksydsprekkdannelses-fluider.
Behandlingen av underjordiske formasjoner som er gjennomtrengt av en brønnboring for å stimulere produksjonen av hydrokarboner fra disse har lenge vært kjent. En av de vanligste metoder for å øke produktiviteten i en hydrokarbonholdig formasjon er å underkaste formasjonen en sprekkdannelsesbehandling. Denne behandling utføres ved å injisere en væske, gass eller tofase fluidum som generelt kalles et sprekkdannelsesfluidum ned brønnboringen med tilstrekkelig trykk og strømningshastighet til å danne sprekk i den underjordiske formasjonen. Et avstivnings-materiale såsom sand, fin grus, sintret boxitt, glasskuler eller lignende kan innføres i sprekkene for å holde dem åpne. Den avstivede sprekk gir større strømningskanaler hvorigjennom en øket mengde hydrokarbon kan strømme og derved øke produksjons-evnen til en brønn.
Karbondioksyd (CO2) har vært brukt i over tyve år som en komponent i fluider som har vært brukt for hydraulisk sprekkdannelse og tallrike sprekkdannelsesmetoder som anvender denne forbindelsen har vært foreslått. Således beskriver US patent nr. 3.368.627 anvendelsen av en blanding av kondensert CO2og et kondensert hydrokarbon såsom propan som sprekkdannelsesfluidum.
I US patent nr. 3.310.112 foreslås bruk av et gelet hydro-karbonslam eller emulsjon i blanding med flytende CO2for det samme formål. US patent nr. 3.396.107 beskriver en sprekkdannelsesblanding bestående av en flytende CO2og vannblanding. US patent nr. 3.623.552 beskriver en brønnfortrengningsprosess hvor flytende CO2injiseres i en formasjon i tre faser eller trinn, og hver fase har en forskjellig densitet. I US patent nr. 3.664.422 foreslås bruken av flytende CO2i kombinasjon med en gelet alkohol for bruk i et brønnbehandlingssystem. US patent nr. 3.765.488 beskriver bruken av et sprekkdannelsesfluidum omfattende flytende CO2blandet med en gelet alkohol som anvender et spesifikt hydroksyalkyl cellulose gelingsmiddel. I US patent nr. 3.842.910 beskrives en spesiell brønnbehandlingsmetode som gjør bruk av flytende CO2. US patent nr. 3.954.626 angir en brønnbehandlingsblanding omfattende flytende CO2, alkohol og et hydroksypropylmetyl cellulose gelingsmiddel.
Skjønt alle de ovenfor nevnte oppfinnelser er fortjeneste-fulle, har ingen fullstendig avhjulpet problemene i forbindelse med bruken av flytende C02som brønnsprekkdannelsesfluidum. Selv om flytende CO2er et nesten ideelt sprekkdannelsesfluidum, fordi det fordamper in situ, har det ikke desto mindre en meget lav viskositet og må følgelig kombineres med f.eks. en gelet alkohol eller lignende materiale for å gi et avstivningsmiddel og gi en egnet sprekkbredde over alt unntatt grunne gassbrønner. Nærværet av f.eks. hydroksyalkyl cellulosefortykningsmidler fører imidler-tid ofte til avsetning av en uønsket rest i steinsprekkene. Videre kryssbindes hydroksyalkyl cellulosefortykningsmidler kun vanskelig, og mange typer er ikke forenelige med flytende CO2. Skumming av væskeblandingene under pumping kan også gi problemer, når slike fortykningsmidler foreligger. Beskrivelsen "fortykket flytende CO2" som finnes i eldre patentlitteratur har tendens til å være misvisende, da det er alkoholen som er gelet eller fortykket og som så fortynnes ved nærvær av flytende CO2. Det som kreves i industrien er et brønnsprekkdannelsesfluidum som er tilstrekkelig viskøst til å kunne avgis under trykk til en underjordisk formasjon med en høy pumpehastighet, som ikke vil koke eller skumme under pumping, som inneholder et oppslemmet avsetningsmiddel uten vanskelighet, og som vil nedbrytes fullstendig på det underjordiske sted uten å levne noen forstyrrende rester i formasjonen.
Foreliggende oppfinnelse gir nye flytende CO2fluider med høy fasevæskevolum som har en høyere enn ventet viskositet og smøreevne egnet for bruk for den hydrauliske sprekkdannelse av hydrokarbonreservoarer og plassering av avstivningsmiddel deri. Generelt er de nye fluider ifølge oppfinnelsen kombinasjoner eller blandinger av flytende CO2og en organisk væske som ikke er blandbar med flytende CO2såsom råolje eller dieselolje eller ikke-vandige organiske væsker såsom glyceryl triacetat, alkohol og lignende. Nærmere bestemt er de blandinger som inneholder fra 75 til 99,5 vekt% flytende CO2og fra 0,5 til 25 vekt% av en andre fase som omfatter en olje eller annen ikke-blandbar organisk væske inneholdende fra 0,1 til 10 vekt% overflateaktivt middel. Det valgte overflateaktive middel vil være avhengig av egenskapene til den anvendte organiske væske.
Blandinger eller kombinasjoner som har blitt funnet spesielt anvendelige ut fra synspunktet ønsket viskositet, er slike som inneholder fra 75 til 99,5 vekt% flytende CO2og fra 0,5 til 25 vekt% av en andre fase omfattende (a) rå- eller dieselolje inneholdende fra 0,1 til 10 vekt% av et etoksylert harpikssyre overflateaktivt middel eller (b) en løsning av triacetin og etylenglykol med eller uten isopropyl alkohol og som inneholder fra 0,1 til 10 vekt% av et ammonium-lineær alkoholetoksysulfat overflateaktivt middel eller (c) løsninger av triolein, en blanding av en homolog serie av alkoksyavsluttede polyglykoler ("Selexol") som inneholder fra 0,1% til 10% av et ammonium-lineært alkoholetoksysulfat overflateaktivt middel ("Fenopon" CD-128) eller (d) løsninger av vanlige plastifiseringsmidler, såsom f.eks. dibutyl ftalat, en glykol såsom f.eks. etylen eller propylenglykol og "Fenopon", eller (e) løsninger av triolin, glykoletere såsom f.eks. triglym og "Fenopon", eller (f) løsnin-ger av alkoholer med opptil 30 karbonatomer såsom f.eks. oleyl-alkohol, dieselolje og et utvalg av sorbitanoleat overflateaktive midler ("Span") eller (g) løsninger såsom under (f) ovenfor hvori en del av alkoholen er erstattet med en organisk syre med opp til 30 karbonatomer såsom f.eks. oleinsyre.
For å illustrere blandingen av kombinasjoner i denne oppfinnelse, hvordan noen kan foreligge i form av emulsjoner og på ingen måte begensende fremlegges de følgende eksempler.
Eksempel I
Den følgende fremgangsmåte ble brukt til å fremstille blandinger av flytende CO2og diesel- eller råolje eller annen ikke-vandig løsning.
To Jerguson målere ble oppsatt med en "Koch" bevegelig måler plassert mellom seg. De nødvendige mengder olje og overflateaktivt middel ble plassert i målerene først og deretter ble det nødvendige volum flytende CO2tilsatt. Bestanddelene ble pumpet gjennom den ubevegelige mikser et antall ganger for å danne diemulsjonslignende blandinger. Når de var dannet ble blandingene direkte innført i krivetten av et Rheometric Pressure Rheometer for viskositetsmålinger. Under tilsetningen ble krivetten dreiet ved minst 1000 sec-<1>for å opprettholde den emulgerte tilstand. Når tilsetningen var ferdig, ble en for-programmert skjærgradsundersøkelse kjørt og viskositet avhengig av skjærhastighet og/eller tidshastighetskurver ble dannet. Resultatene er illustrert i tabell I og IA hvor konsentrasjoner av bestanddeler er angitt som volumdeler.
I alle tilfeller ble blandingenes viskositet funnet å være høyere enn det som ville forventes ut fra enkel fortynning.
EKSEMPEL II
Den følgende fremgangsmåte ble brukt til å fremstille blandinger av flytende CO2og triacetin.
5 ml ammonium-lineær alkohol etoksysulfat overflateaktivt middel (solgt under varemerket "Fenopon CD-128") ble blandet med 100 ml etylenglykol (molvekt 218,21; smp. 3°C; densitet 1,155 g/ml) og 1,5 kg/m<3>guar (hydroksypropyl) ble så blandet inn på en rørerplate. 8 ml av den resulterende blanding ble plassert i en CO2celle og 8 ml triacetin ble satt til dette sammen med 5 ml isopropylalkohol. Flytende CO2ble deretter tilsatt for å bringe volumet opp til 100 ml, og blandingen ble pumpet gjennom en in-line mikser fire ganger. Viskositetsmålinger ble så foretatt som i eksempel 1 og gjentatt med 15, 60 og 90 minutters mellom-rom. Resultatene er angitt i tabell II.
EKSEMPEL III
Fremgangsmåten fra eksempel II ble gjentatt ved bruk av 5 ml ammonium-lineær alkohol etoksysulfat overflateaktivt middel,
40 ml etylenglykol, 40 ml triacetin og 25 ml isopropyl alkohol, men uten guar, idet 25 ml av blandingen ble plassert i CO2cellen og flytende CO2tilsatt til et CO2/sekundærfase sluttvektforhold på 75/25. Viskositetsresultatet er gitt i tabell III.
EKSEMPEL IV
15 ml av overflateaktivt middel/etylenglykol/triacetin/- isopropylalkoholblanding fra eksempel III ble brukt til å fremstille en blanding som i eksempel III med et CO2/sekundærfase vektforhold på 85/15. Viskositetsmålinger er tabulert i tabell
IV.
EKSEMPEL V
En løsning av 47,7% etylenglykol, 47,7% triacetin og 4,6% "Fenopon" ble brukt til å fremstille som i eksempel I en blanding med et flytende CO2/sekundærfaseforhold på 85/15. Viskositeten ble målt til å være 10 cp ved -10°C og 1000 sec-<1>skjær.
EKSEMPEL VI
Blandingen fra eksempel V ble foretatt i en modifisert blandeapparatur hvori den ubevegelige Koch blander ble erstattet med enten et 2- eller 5- mikron in-line filterelement. En gjennomgang ble da krevet for å oppnå fullstendig blanding. En viskositet på 14 cp ble oppnådd ved -3°C.
EKSEMPEL VII
Et feltforsøk med en blanding av flytende CO2/dieselolje på 85/15 stabilisert ved tilsetning av en del av en 8 mol etoksylat-harpikssyre ble kjørt med hell. 78 m<3>av blandingen ble brukt til å hydraulisk frakturere en 1330 meter gassbrønn. 15.000 kg avstivningsmiddel ble plassert ved avstivningsmiddeltilsetnings-hastigheter opp til 600 kg/m<3>. Pumpetrykk på grunn av friksjon var 50% av det man normalt finner ved bruk av uforfalsket flytende CO2.
EKSEMPEL VII
En løsning av 47% triolein, 47% av en blanding av en homolog serie av alkoksy-avsluttede polyglykoler ("Selexol") og 6% "Fenopon" ble brukt som i eksempel VI til å lage en blanding med et flytende CO2/sekundærfaseforhold på 95/5. Viskositeten til denne blandingen var 24 cp ved -15°C ved 500 sec-<1>skjær. Andre glykoletere ble undersøkt (diglym, triglym osv.), men viskositeten var betydelig lavere.
EKSEMPEL IX
En løsning av 47% dibutyl ftalat, 47% av enten etylen eller propylen glykol og 6% "Fenopon" ble brukt som i eksempel VIII (95/5 flytende CO2/sekundær fase) til å gi viskositeter på 8 og henholdsvis 6 cp.
EKSEMPEL X
Løsninger av 47% oleyl alkohol, 47% dieselolje og 6% sorbitan oleat overflateaktive midler (Spans) ble brukt som i eksempel VIII til å lage blandinger med et flytende CO2/sekundær faseforhold på 98/2. Viskositetene lå fra 4 til 13 cp avhengig av kvaliteten av den anvendte oleyl alkohol. Bruken av dekanol eller oleinsyre for å erstatte oleyl alkoholen ga lavere viskositeter (1-5 cp), fortsatt ved en konsentrasjon på 98% flytende CO2. Erstatning av en del av oleyl alkoholen med oleinsyre fører til en kontrollerbar viskositetsforandring fra 7 til 20 cp, mens det flytende CO2holdes på 98% (f.eks. erstatning av 10% av oleyl alkoholen ga 8 cp, 20% ga 20 cp, 30 og 40% ga 7 cp begge).
Viskositetene til blandingene som fremstilles i eksempler II, III og IV ble alle funnet å være høyere enn det man ville forvente ved enkel fortynningsteori.
Sprekkdannelsesvæsken ifølge oppfinnelsen innføres i den underjordiske formasjon på vanlig måte som brukes ved karbon-dioksydsprekkdannelse. Fluidet fremstilles i en egnet lukket blandingapparatur og avgis ved hjelp av en høytrykkspumpe til brønnboringen. Etter innføring av det beregnede volumfluidum lukkes brønnboringen i tilstrekkelig tid til å stabilisere den frakturerte formasjon. Etter stabilisering åpnes brønnboringen for å la karbondioksydgassen slippe ut.
Hydrauliske sprekkdannelsesfluider ifølge oppfinnelsen som er ikke-vandige er uskadelige for vannsensitive soner i formasjonen. Alle de iboende fordelene til et flytende CO2sprekkdannelsesfluidum opprettholdes. Sekundærfaseadditivet er forenelig med hydrokarboner og ingen fast rest blir tilbake i undergrunnsformasjonen. Fluidumets viskositet økes utover enkle CO2systemer og gir forbedret avstivningsbærekapasitet samt lavere pumpetrykkfriksjon.
Det må være klart at mange forandringer eller modifikasjoner av oppfinnelsen kan foretas av en fagmann uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ide og omfang.
Claims (7)
1. Sprekkdannelsesblanding for behandling av en underjordisk formasjon inneholdende hydrokarbonavsetninger, karakterisert ved at blandingen består av en væske/væskeblanding av en hovedandel flytende karbondioksyd og en mindre andel av en ikke-blandbar organisk væske som ikke på uheldig måte reagerer med karbondioksydet, den underjordiske formasjon eller hydrokarbonet deri og et overflateaktivt middel som er forenelig med den organiske væske, og hvilken organisk væske/overflateaktivt-middelkombinasjon gir det flytende karbondioksyd forbedrede viskositets- og smøreegenskaper.
2. Sprekkdannelsesblanding ifølge krav 1, karakterisert ved at den i tillegg inneholder et fast avstivningsmiddel.
3. Sprekkdannelsesblanding ifølge krav 1, karakterisert ved at den ikke-blandbare, organiske væske er valgt fra gruppen bestående av (a) råolje, (b) dieselolje, (c) en lø sning av triacetin og etylenglykol med eller uten isopropylalkohol, (d) en løsning av triolein og alkoksy-avsluttet polyglykol, (e) en løsning av dibutylftalat og etylen eller propylenglykol, (f) en lø sning av triolein og en glykol-eter, (g) en løsning av alkoholer med opp til 30 karbonatomer og dieselolje, og (h) en løsning av alkoholer med opp til 30 karbonatomer og dieselolje, hvori en del av alkoholen er erstattet med en organisk syre med opp til 30 karbonatomer eller blandinger av alle disse.
4. Sprekkdannelsesblanding for behandling av en underjordisk formasjon inneholdende hydrokarbonavsetninger, karakterisert ved at sprekkdannelsesblandingen omfatter fra 75 til 99,5 vekt% flytende karbondioksyd, fra 0,5 til 25 vekt% av en ikke-blandbar organisk væske som ikke på uheldig måte reagerer med karbondioksydet, den underjordiske formasjon eller hydrokarbonet deri og opp til 10 vekt% av et utvalgt overflateaktivt middel.
5. Sprekkdannelsesblanding ifølge krav 1 eller 4, karakterisert ved at det overflateaktive middel velges fra gruppen bestående av etoksylerte harpikssyrer, ammonium-lineært alkoholetoksysulfat og sorbitanoleat.
6. Fremgangsmåte for sprekkdannelse i en hydrokarbonholdig, underjordisk formasjon gjennomtrengt av en brø nnboring, karakterisert ved at man:
(a) blander fra 75 til 99,5 vekt% flytende karbondioksyd med fra 0,5 til 25 vekt% av en ublandbar organisk væske som ikke på uheldig måte reagerer med karbondioksyd, den underjordiske formasjon eller hydrokarbonet deri og opp til 10 vekt% av et utvalgt overflateaktivt middel;
(b) fører blandingen inn i brønnboringen og formasjonen ved en temperatur under karbondioksydets kritiske temperatur og ved et trykk som opprettholder blandingen som en væske;
(c) holder blandingen i formasjonen tilstrekkelig lenge til å la blandingen forflyktiges; og
(d) frakturerer formasjonen med den forflyktigede blanding.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert ved at blandingen også inneholder et fast avstivningsmiddel.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB858513638A GB8513638D0 (en) | 1985-05-30 | 1985-05-30 | Emulsion systems |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO862140L true NO862140L (no) | 1986-12-01 |
Family
ID=10579907
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO862140A NO862140L (no) | 1985-05-30 | 1986-05-29 | Karbondioksydsystem for hydraulisk sprekkdannelse i hydrokarbonreservoarer. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU570590B2 (no) |
GB (2) | GB8513638D0 (no) |
NL (1) | NL8601333A (no) |
NO (1) | NO862140L (no) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR3014476A1 (fr) * | 2013-12-06 | 2015-06-12 | Total Sa | Methode de fracturation de roches |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3310112A (en) * | 1964-03-09 | 1967-03-21 | Dow Chemical Co | Well fracturing method |
US4480696A (en) * | 1982-10-25 | 1984-11-06 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
US4519455A (en) * | 1984-01-20 | 1985-05-28 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
-
1985
- 1985-05-30 GB GB858513638A patent/GB8513638D0/en active Pending
-
1986
- 1986-05-22 AU AU57686/86A patent/AU570590B2/en not_active Ceased
- 1986-05-26 NL NL8601333A patent/NL8601333A/nl not_active Application Discontinuation
- 1986-05-29 NO NO862140A patent/NO862140L/no unknown
- 1986-05-29 GB GB08613057A patent/GB2175942A/en not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NL8601333A (nl) | 1986-12-16 |
AU5768686A (en) | 1986-12-04 |
AU570590B2 (en) | 1988-03-17 |
GB2175942A (en) | 1986-12-10 |
GB8613057D0 (en) | 1986-07-02 |
GB8513638D0 (en) | 1985-07-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0150112B1 (en) | Fracturing method for stmulation of wells | |
US4554082A (en) | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids | |
EP0566394B1 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
CA3082118C (en) | Pre-flush for oil foamers | |
US20020185278A1 (en) | Methods of fracturing subterranean formations | |
US20100018710A1 (en) | Fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
US8522875B2 (en) | Hydrocarbon-based fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
CN105916959A (zh) | 使用液氨的压裂方法 | |
NO322216B1 (no) | Anvendelse av surfaktantblandinger for borehullsoperasjoner | |
US20100044048A1 (en) | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
US4192767A (en) | Aqueous surfactant solutions and oil-in-water emulsions | |
US5282984A (en) | Generating bitumen-in-water dispersions and emulsions | |
EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
CA2043510A1 (en) | Method for decreasing mobility of dense carbon dioxide in subterranean formations | |
US4134415A (en) | Pipeline transportation of heavy crude oil | |
EP3344723B1 (en) | Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs | |
EP3645658A1 (en) | Low-temperature stabilized surfactant blend for enhanced oil recovery | |
NO862140L (no) | Karbondioksydsystem for hydraulisk sprekkdannelse i hydrokarbonreservoarer. | |
US4192755A (en) | Process for recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing formation | |
US20220145741A1 (en) | Methods and Systems for Treating Hydraulically Fractured Formations | |
Dauben et al. | Development and evaluation of micellar solutions to improve water injectivity | |
US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
McClaflin et al. | The replacement of hydrocarbon diluent with surfactant and water for the production of heavy, viscous crude oil | |
US11370959B2 (en) | Use of liquid natural gas for well treatment operations |