NO872585L - Fremstilling og anvendelse av stabiliseringsmiddel for leire. - Google Patents
Fremstilling og anvendelse av stabiliseringsmiddel for leire.Info
- Publication number
- NO872585L NO872585L NO872585A NO872585A NO872585L NO 872585 L NO872585 L NO 872585L NO 872585 A NO872585 A NO 872585A NO 872585 A NO872585 A NO 872585A NO 872585 L NO872585 L NO 872585L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- approx
- clay
- range
- stabilizer
- treatment fluid
- Prior art date
Links
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 title claims description 43
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 22
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 19
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 15
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 13
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 10
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 10
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 claims description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical class OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 5
- 239000004320 sodium erythorbate Substances 0.000 claims description 4
- 235000010352 sodium erythorbate Nutrition 0.000 claims description 4
- RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N sodium;(2r)-2-[(2r)-3,4-dihydroxy-5-oxo-2h-furan-2-yl]-2-hydroxyethanolate Chemical group [Na+].[O-]C[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N 0.000 claims description 4
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 3
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 229920003118 cationic copolymer Polymers 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229920002851 polycationic polymer Polymers 0.000 description 8
- -1 nontromite Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 description 2
- TWJVNKMWXNTSAP-UHFFFAOYSA-N azanium;hydroxide;hydrochloride Chemical compound [NH4+].O.[Cl-] TWJVNKMWXNTSAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AEIXRCIKZIZYPM-UHFFFAOYSA-M hydroxy(oxo)iron Chemical compound [O][Fe]O AEIXRCIKZIZYPM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IPCAPQRVQMIMAN-UHFFFAOYSA-L zirconyl chloride Chemical compound Cl[Zr](Cl)=O IPCAPQRVQMIMAN-UHFFFAOYSA-L 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
- 229910018626 Al(OH) Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-DUZGATOHSA-N D-araboascorbic acid Natural products OC[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-DUZGATOHSA-N 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 description 1
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- VNSBYDPZHCQWNB-UHFFFAOYSA-N calcium;aluminum;dioxido(oxo)silane;sodium;hydrate Chemical compound O.[Na].[Al].[Ca+2].[O-][Si]([O-])=O VNSBYDPZHCQWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- LVYZJEPLMYTTGH-UHFFFAOYSA-H dialuminum chloride pentahydroxide dihydrate Chemical compound [Cl-].[Al+3].[OH-].[OH-].[Al+3].[OH-].[OH-].[OH-].O.O LVYZJEPLMYTTGH-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 235000010350 erythorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000004318 erythorbic acid Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229940093915 gynecological organic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005457 ice water Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910001608 iron mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940026239 isoascorbic acid Drugs 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229940050906 magnesium chloride hexahydrate Drugs 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000003760 magnetic stirring Methods 0.000 description 1
- NIQQIJXGUZVEBB-UHFFFAOYSA-N methanol;propan-2-one Chemical compound OC.CC(C)=O NIQQIJXGUZVEBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001206 natural gum Polymers 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000276 sauconite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000269 smectite group Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010378 sodium ascorbate Nutrition 0.000 description 1
- PPASLZSBLFJQEF-RKJRWTFHSA-M sodium ascorbate Substances [Na+].OC[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] PPASLZSBLFJQEF-RKJRWTFHSA-M 0.000 description 1
- 229960005055 sodium ascorbate Drugs 0.000 description 1
- PPASLZSBLFJQEF-RXSVEWSESA-M sodium-L-ascorbate Chemical compound [Na+].OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] PPASLZSBLFJQEF-RXSVEWSESA-M 0.000 description 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 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
- C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
- C09K8/608—Polymer compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/145—Clay-containing compositions characterised by the composition of the clay
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/922—Fracture fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt stabiliseringsmidler for leire som er nyttige ved behandling av underjordiske formasjoner, og nærmere bestemt fremstilling og anvendelse av et vannoppløselig stabiliseringsmiddel for leire.
Fremstillingen av hydrokarboner fra linder j ordi ske formasjoner vanskeliggjøres ofte ved nærværet av leirer og andre fine partikler som kan migrere med produserte fluider og plugge igjen eller forhindre strømmen av slike fluider. Migreringen av fine partikler i en underjordisk formasjon er generelt resultatet av leireoppsvelling og/eller forstyrrelse av den normale hviletilstanden for fine partikler ved innføring av vann som fremmed for formasjonen. Typisk innføres det fremmede vannet i formasjonen ved kompletering og/eller behandling av formasjonen for å stimulere produksjon av hydrokarboner derfra, så som frakturering, surgjøring eller andre behandlinger ved anvendelse av vandige fluider.
En rekke stabi1 iseringsmidler for leire har tidligere vært utviklet og anvendt for å kontrollere de uheldige virkningene av vann på leire og/eller andre fine partikler i underjordiske formasjoner inneholdende hydrokarboner. F.eks. har uorganiske polykationiske polymerer eller komplekser vært anvendt som stabiliseringsmidler for leire. Ioner som finnes i leiren erstattes med de uorganiske polykationiske polymerene eller kompleksene slik at leiren overføres til relativt ikke-svellende former. Slike uorganiske polykationiske polymerer eller komplekser har med hell kunnet kontrollere svell ing av leirer, men har har forskjellige begrens-ninger. F.eks. er to vanlig benyttede uorganiske polykationiske polymerer zirkonylklorid (ZrOC^) og aluminiumhydroksyklorid (Al(OH)xCly ) . Aluminiumhydroksyklorid krever en herdetid etter at den er plassert i nærvær av leiren. Videre kan aluminiumhydroksyklorid bare tolerere en begrenset mengde karbonatmateriale i formasjonen, og fjernes ved kontakt med syrer, som f.eks. når en etterfølgende syrebehandling av formasjonen er påkrevet. Zirkonylklorid er begrenset ved pH- området for plasseringsfluidet, og kan også fjernes av syre \inder visse betingelser.
Organiske polykationiske polymerer har også vært anvendt for å stabilisere leirer eller migrering av fine partikler eller kombinasjoner av dette. F. eks. beskriver US-patentene nr. 4.366.071; 4.366.072; 4.366.073; 4.366.074; 4.374.739; 4.460.483 og 4.462.718, anvendelsen av organiske polykationiske polymerer som stabiliseringsmidler for leire. US-patentene nr. 4.497.596 og 4.536.305 beskriver vannoppløse-lige, organiske polykationiske polymerer inneholdende to eller tre kvarternære ammoniumenheter i de gjentagende monomerenhetene.
Organiske kationiske polymerer har oppnådd stor suksess som stabiliseringsmidler for leire ved at de er effektive når de oppløses i vandige behandlingsfluider i lave konsentrasjoner, de motstår fjernelse ved de fleste etterfølgende syrebehand-linger og andre behandlinger, og resulterer i langvarig stabilisering av leirer og finpartikler i formasjonen. Imidlertid er alle de hittil anvendte organiske kationiske polymerene hygroskope og er tilgjengelige for anvendelse bare som fortynnede vandige oppløsninger. Følgelig foreligger det et behov for et meget effektivt stabiliseringsmiddel for leire som kan fremstilles og benyttes som en konsentrert vandig oppløsning eller et ikke-hygroskopt faststoff som lett kan oppløses i vandige fluider.
Ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringes fremgangsmåter for fremstilling av en konsentrert vandig oppløsning av et meget effektivt stabiliseringsmiddel for leire eller et slikt middel I en fast ikke-hygroskop form, så vel som fremgangsmåter for anvendelse av et slikt middel for å redusere leireoppslemming eller migrering av fine partikler i underjordiske formasjoner.
Ved foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en fremgangsmåte for fremstilling av et vannoppløselig stabiliseringsmiddel for leire Innbefattende polymerisering av diallyldimetylammoniumklorid med svoveldioksyd i nærvær av et hast ighetsretardas jonsmiddel for polymerisasjonsreaksjonen. Den resulterende kopolymeren har et høyt svovelinnhold, dvs. et nitrogen-til-svovel-molforhold på ca. 1 og er et meget effektivt stabiliseringsmiddel for leire. En fremgangsmåte for å redusere leireoppslemming og migrering av fine partikler I en leirholdig underjordisk formasjon ved anvendelse av kopolymerstabi1 i seringsmidlet for leire er også angitt.
De kationiske kopolymerene fremstilt og anvendt ifølge foreliggende oppfinnelse er meget effektive ved behandling av svellende leirer så som leirer i smektittgruppen innbefattende leirmineraler så som montmorillonitt, beidellitt, nontromitt, saponitt, hektoritt og saukonitt, og fine partikler så som silisiumoksyd og jernmineraler, f.eks. hematitt, magnetitt, lepidokrocitt, wlistitt, akaganeitt og sideritt. Videre behandles også effektivt jordalkalimetall-karbonater, så som kalcitt og dolomitt. Det kationiske kopolymerstabiliseringsmidler for leire ifølge foreliggende oppfinnelse er effektivt når det tilsettes til vandige behandlingsfluider i små konsentrasjoner, er i det vesentlige permanent og er meget resistent overfor fjernelse ved saltvannsoppløsninger, oljer og syrer. Gjennomtrengelige strukturer, så som underjordiske formasjoner, viser høy permeaabil i tetsretensj on etter at de er behandlet med det kationiske kopolymerstabiliseringsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse og ingen stengningstid for brønnen er påkrevet etter behandling.
Foreliggende oppfinnelse innbefatter fremstilling og anvendelse av et vannoppløselig stabiliseringsmiddel for leire Innbefattende en kopolymer av diallyldimetylammoniumklorld og svoveldioksyd for å forhindre eller redusere leireoppslemming og migrering av fine partikler i gjennomtrengelige underjordiske formasjoner. Fremgangsmåten for anvendelsen utføres ved å bringe svellbare leirer og migrerbare fine partikler eller kombinasjoner derav i kontakt med en effektiv mengde av den nevnte kopolymeren som har en molekyl vekt i området på fra ca. 1000 til ca. 100 000, og fortrinnsvis fra ca. 3000 til ca. 20 000, som har et nitrogen-til-svovelmolforhold på ca. 1, og som har strukturformelen:
Det vannoppløselige kopolymerstabiliseringsmidlet for leire fremstilles ved å polymerisere diallyldimetylammoniumklorid med svoveldioksyd. Polymerisasj onsreaksjonen utføres i en vandig oppløsning inneholdende et hast ighetsretardas jonsmiddel for polymerisasjonsreaksjonen hvorved den resulterende kopolymeren har et høyt svovelinnhold, dvs. et nitrogen-til-svovelmolforhold i området fra ca. 1,0 til ca. 1,4, fortrinnsvis ca. 1.
Spesielt egnede retardasjonsmidler for polymerisasjonsreaksjonen er erythorbinsyresalter så som natriumerythorbat og natr iumascorbat. Av disse er natriumerythorbat mest foretrukket. Andre retardasj onsmidler for polymerisasj onsreaksj onen som kan anvendes er erythorbinsyre og ascorbinsyre.
Ved utførelse av polymerisasjonsreaksjonen fremstilles først en vandig oppløsning av diallyldimetylammoniumklorid, hast ighetsretardas j onsmidlet for polymerisasj onsreaksj onen som benyttes og en initiator, så som ammoniumperoksydisulfat. Oppløsningen bringes deretter i kontakt med svoveldioksydgass under kontrollerte temperaturbetingelser hvorved polymerisa sjonsreaksjonen finner sted. Fortrinnsvis utfelles det kationiske kopolymerproduktet og tørkes deretter i en vakuumovn for å gi et fast produkt. Det skal imidlertid understrekes at det konsentrerte flytende reaksjonsproduktet kan anvendes direkte som et flytende additiv til et behandlingsfluid.
Det faste kopolymerproduktet er et hvitt pulver som er ikke-hygroskopt og som kan lagres og transporteres i poser eller andre hensiktsmessige beholdere. Kopolymeren har et høyt svovelinnhold, dvs. et nitrogen-til-svovelmolforhold i området på fra ca. 1,0 til ca. 1,4, og er et utmerket stabiliseringsmiddel for leire som det fremgår av eksemplene som følger. Det mest foretrukne stabil iseringsmidlet for leire ifølge oppfinnelsen har et nitrogen-til-svovelmolforhold på ca. 1.
Ved anvendelse av det kationiske kopolymerstabiliseringsmidlet for leire iføgle foreliggende oppfinnelse for å forhindre eller redusere leireoppslemming og migrering av fine partikler i en leirholdig underjordisk formasjon, bringes formasjonen og leirene og finpartiklene som finnes deri i kontakt med midlet ved en hvilken som helst egnet fremgagnsmåte. Det kationiske kopolymermidlet fester seg til leireoverflater i formasjonen og omvandler leirene til relativt ikke-svellende former, derved forhindres eller reduseres oppsvelling og migrering av fine partikler.
I en foretrukket fremgangsmåte for anvendelse av det vannopp-løselige stabiliseringsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse oppløses midlet i et vandig baererfluid i en effektiv mengde, og fluidet innføres deretter i formasjonen. Den spesielle mengden av midlet som er påkrevet for å være effektivt vil variere avhengig av f.eks. størrelsen og porøsiteten av den spesielle formasjonen og typene av fine partikler som er tilstede i denne. Imidlertid oppløses midlet generelt i bærerfluidet i en konsentrasjon i området på fra ca. 0,1 til ca. 2,0 vekt-# av bærerfluidet. Selv om lavere eller høyere konsentrasjoner kan anvendes, er de generelt ikke praktiske. Den foretrukne konsentrasjonen for stabiliseringsmidlet for leire i et vandig bærerfluid ligger i området på fra ca. 0,1 til ca. 0,5, og mest foretrukket fra ca. 0,17 til ca. 0,35 vekt-# av bærerfluidet.
Eksempler på egnede bærerfluider som kan anvendes innbefatter vann, saltvannsoppløsning, vandige blandinger av alkoholer med lav molekylvekt, ketoner og monoetere av glykol. Det vandige bærerfluidet kan inneholde andre bestanddeler som ikke i betydelig grad påvirker oppløsningen av stabiliseringsmidlet i bærerfluidet. Videre kan bærerfluidet være gelert eller fortykket for visse anvendelser ved anvendelse av geleringsmidler så som naturgummier, cellulosederivater og polymerer. Andre bestanddeler innbefatter salter, mineral-syrer så som saltsyre eller flussyre eller blandinger derav, organiske syrer av lav molekylvekt, kationiske eller ikke-ioniske overflateaktive midler og fuktemidler.
Et spesielt egnet vandig bærerfluid er en saltvannsoppløsning inneholdende ca. 0,1 til ca. 40 vekt-# salt. Den foretrukne saltkonsentrasjonen er ca. 2 til ca. 12 vekt-$ av oppløsning-en. Saltet kan være et alkalimetallsalt, et jordalkalimetall-salt, et ammoniumsalt eller blandinger derav. Egnede anioner innbefatter halogenider, fluorider, sulfater, karbonater, hydroksyder eller blandinger derav. Vandige syrer som har en konsentrasjon i området på fra ca. 0,1 til ca. 40,0 vekt-# av oppløsningen kan også anvendes som bærerfluider. Eksempler på egnede syrer innbefatter saltsyre, flussyre, fosforsyre, eddiksyre, maursyre, sitronsyre og blandinger derav. Foretrukne syrebærerfluider innbefatter fra ca. 3 til ca. 15 vekt-# saltsyre og en blanding av ca. 3 vekt-# flussyre og ca. 12 vekt-# saltsyre.
Når bærerfluidet er et saltholdig vandig behandlingsfluid inneholdende et geleringsmiddel, er det faste kationiske kopolymerstabiliseringsmidlet for leire fortrinnsvis oppløst deri i en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 0,3 vekt-# av fluidet. Når det vandige behandlingsfluidet inneholder en syre, er stabiliseringsmidlet for leire fortrinnsvis oppløst deri i en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 0,4 vekt-# av fluidet.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes ved en rekke behandlingsoperasjoner for underjordiske formasjoner. F.eks. kan fremgangsmåten anvendes i forbindelse med brønnkompleteringsfremgangsmåter, sandkonsoliderings-fremgangsmåter, gruspakkingsfremgangsmåter, sekundære utvinningsoperasjoner, og surgjøring, frakturering og andre tilsvarende opperasjoner. Ved disse operasjonene anvendes stabiliseringsmidler for å forhindre eller redusere oppsvell-ingen av leirer og/eller migreringen av fine partikler eller kombinasjoner derav. Dette resulterer i sin tur i en større permeabilitet i den underjordiske formasjonen som behandles.
Anvendelsen av stabiliseringsmidlet for leire ifølge foreliggende oppfinnelse, dvs. den kationiske kopolymeren av diallyldimetylammoniumklorid og svoveloksyd som har et høyt svovelinnhold, fortrinnsvis et nitrogen-til-svovelmolforhold på ca. 1, er spesielt fordelaktig ved utførelse av behandlinger i underjordiske formasjoner. Fordi midlet er et ikke-hygroskopt faststoff kan det transporteres til brønnområdet og lagres i poser eller andre hensiktsmessige beholdere inntil anvendelse. Når det skal anvendes, er det faste midlet lett oppløselig i vandig bærer eller behandlingsfluider ved anvendelse av konvensjonelt utstyr.
For ytterlige å illustrere oppfinnelsen og å lette forstå-elsen av denne, er de følgende eksemplene angitt.
Eksempel 1
Et fast stabiliserngsmiddel for leire ifølge foreliggende oppfinnelse fremstilles på følgende måte. En gradinndelt sylinder på 250 ml inneholdende en magnetisk rørestav, et termometer, og et gassdispersjonsrør forbundet med en nitrogenkilde plasseres i et isvannbad. Til sylinderen tilsettes 150 g av en 64 vekt-% vandig oppløsning av diallyldimetylammoniumklorid, 0,15 g natriumerythorbatretardasjons-middel , og 0,60 g ammoniumperoksydisulfatinitiator. Bland-ingen omrøres og spyles med nitrogen mens temperaturen reduseres til ca. 10°C. Gassrøret kobles av fra nitrogen-kilden og tilkobles en svoveldioksydkilde, og væskevolumet i sylinderen registreres. Svoveldioksydgass føres inn i sylinderen meget langsomt slik at temperaturen ikke på noe tidspunkt overskrider 25°C. Når væskevolumet har øket med 30 ml, stoppes gasstilførselen. Reaksjonsblandingen overføres til et begerglass med mantel inneholdende en magnetisk rørestav og en termistor som er forbundet med en temperatur-kontrollinnretning. Temperaturkontrollinnretningen fungerer ved at den regulerer en solenoidventil som kontrollerer sirkulasjonen av avkjølt vann gjennom mantelen på beger-glasset når reaksjonstemperaturen når 40°C. Med dette arrangementet opprettholdes en variasjon i reaksjonstempera-tur på 2°C under det eksoterme trinnet. Reaksjonsblandingen oppvarmes og ved ca. 25°C starter den eksoterme polymerisasj onsreaksj onen og fortsetter i flere timer etter som viskositeten av reaksj onsblandingen øker. Når det eksoterme reaksjonen har avtatt, erstattes det avkjølte vannet med ledningsvann og reaksjonen får fortsette i ytterligere 12 timer. Produktet utfelles deretter ved å helle reaksjonsblandingen inn i en blander inneholdende en 1:1 metanol-acetonblanding. Etter tørking i en vakuumovn ved 35-40° C, oppnås et 90% utbytte av kopolymer som et hvitt pulver. En analyse av pulveret indikerer at polymeren inneholder 5,45% nitrogen og 12,42% svovel som tilsvarer en nitrogen-til-svovelmolforhold på ca. 1.
Fremgangsmåten beskrevet ovenfor gjentas, bortsett fra at nat r iumerythorbatretardasjonsmidlet utelates. Den eksoterme polymerisasjonen begynner raskt etterat svoveldioksydet først innføres i den mål inndelte sylinderen, og produktet som fremstilles har et lavt svovelinnhold, dvs. et nitrogen-til-svovelmolforhold på 1,425.
Eksempel 2
Forsøk ble utført for å bestemme effektiviteten av den kationiske kopolymeren fremstilt ved fremgangsmåten beskrevet i eksempel 1 som et stabiliseringsmiddel for oppsvellende leire.
Forsøksutstyret besto av et "TEFL0N"-f6ret forsøkskammer av en utførelse og form som sirker at fluid injisert i kammeret flyter gjennom det partikkelformige materialet, fremfor rundt materialet. En 100 US-mesh sikt er plassert ved bunnen av kammeret for å holde det partikkelformige materialet deri. Materialet i kammeret består av 10 g "Oklahoma nr. 1 samd"
(70-170 US-mesh); 60 g av en blanding av 85,0% "Oklahoma nr. 1 sand" (70-170 US-mesh), 10,0% silisiumoksyd (ca. 270 US-mesh), og 5,0% "Wyoming bentonitt"; 10 g "Oklahoma nr. 1 sand" (70-170 US-mesh); og 20 g av en grov sand (20-40 US-mesh). Fluider presses gjennom kammeret ved 63"C ved anvendelse av et pålagt trykk på 446 kPa.
En standard laboratoriesaltvannsoppløsning fremstilles ved å blande 7,5 vekt-% natriumklorid, 0,55 vekt-% kalsiumklorid, 0,42 vekt-% magnesiumkloridheksahydrat, og 91,53 vekt-% ferskvann. Saltvannsoppløsningen injiseres gjennom forsøks-kammeret inntil en stabil strømningshastighet oppnås. Kammeret behandles deretter med 200 ml 2% ammoniumkloridvann inneholdende den ønskede konsentrasjonen av stabiliseringsmidlet for leire som skal undersøkes. En filtrert API saltvannsoppløsning føres deretter gjennom kammet inntil en stabil strømningshastighet er oppnådd. Dette trinnet bestemmer effektiviteten av stabiliseringsmidlet for leire ved stopping av leireoppslemming og/eller migrering. Ferskt vann føres deretter gjennom kammeret inntil en stabil strømnings-hastighet oppnås. Dette trinnet bestemmer også effektiviteten av stabiliseringsmidlet for leire ved stopping av leiren (bentonitten) fra oppslemming og/eller migrering. 400 ml 15 vekt-% saltsyre føres deretter gjennom kammeret etterfulgt av injeksjon av ferskt vann inntil en stabil strømningshastighet oppnås. Formålet med syre- og ferskvannsinjeksjonene er å bestemme om syrebehandlingen i negativ retning påvirker leirestabiliseringsevnen for leire-stabiliseringsmidlet som undersøkes.
Prosent retensjon av strømningshastigheten av sand og leire for saltvannsoppløsning, ferskvann og ferskvann etter syre beregnes basert på den innledende strømningshastigheten for filtrert standard saltvannsoppløsning. Resultatene fra disse forsøkene er gjengitt i tabell I for forskjellige konsentrasjoner av stabiliseringsmiddel for leire. Angitt i tabell I for sammenligningsformål er også standard spesifikasjoner for, og verdier som kan oppnås ved, og anvende en organisk polykationisk polymertype av stabiliseringsmiddel for leire ved en konsentrasjon på 0,39 vekt-% i 2% ammoniumkloridvann. Resultatene av disse forsøkene er gjengitt i tabell I nedenfor. Fra tabell I fremgår det at stabiliseringsmidlet for leire ifølge foreliggende oppfinnelse meget effektivt forhindrer oppsvelling av leire.
Eksempel 3
Fremgangsmåten angitt i eksempel 2 ovenfor gjentas ved anvendelse av stabiliseringsmidler for leire ifølge foreliggende oppfinnelse, hvorav ett av et høyere svovelinnhold enn det andre. Resultatene fra disse forsøkene er gjengitt i tabell II nedenfor.
Fra tabell II f re mgår det at den kationiske kopolymeren av diallyldimetylammoniumklorid og svoveloksyd som har det høyeste svovelinnholdet gir de beste resultatene for stabilisering av leire.
Claims (7)
1.
Fremgangsmåte for fremstilling av et vannoppløselig stabiliseringsmiddel for leire, karakterisert ved at den innbefatter polymerisasjon av diallyldimetylammoniumklorid med svoveldioksyd, polymer i sasjonen utføres i en vandig oppløsning i nærvær av et hastIghetsretardasjonsmiddel for polymer i sas j onsreaksj onen innbefattende et erythorbin-syresalt slik at det dannes en kopolymer som har strukturformelen:
og som har et nitrogen-til-svovelmolforhold i området fra ca.
1,0 til ca. 1,4 og n er et helt tall som er lik antallet gjentagende enheter i polymeren påkrevet for å gi en molekylvekt i området fra ca. 1000 til ca. 100 000.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at erythorbinsyresaltet er natriumerythorbat.
3.
Fremgangsmåte for å redusere leireoppslemming og migrering av fine partikler i en leirholdig underjordisk formasjon, karakterisert ved at den innbefatter at formasjonen bringes i kontakt med et stabiliseringsmiddel for leire omfattende en kopolymer av diallyldimetylammoniumklorid og svoveldioksyd som har strukturformelen:
og et nitrogen-til-svovelmolforhold i området fra ca. 1,0 til 1,4 og n er et helt tall som er lik antallet gjentagende enheter i polymeren påkrevet for å gi en molekylvekt i området fra ca. 1000 til ca. 100 000.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at trinnet hvor formasjonen bringes i kontakt med stabiliseringsmidlet for leire innbefatter oppløsning av stabiliseringsmidlet for leire i et vandig behandlingsf luid etterfulgt av innføring av det vandige behandl ingsf luidet inneholdende det oppløste stabiliseringsmidlet for leire i formasjonen.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at stabiliseringsmidlet for leire er oppløst i det vandige bahandlingsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,15 til ca. 0,5 vekt-% av fluidet.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det vandige behandlingsfluidet inneholder et geleringsmiddel og stabiliseringsmidlet for leire oppløst deri i en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 0,3 vekt-% av behandlingsfluidet.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det vandige behandlingsfluidet inneholder en syre og nevnte stabiliseringsmiddel for leire oppløst deri i en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 0,4 vekt-% av fluidet.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/878,160 US4693639A (en) | 1986-06-25 | 1986-06-25 | Clay stabilizing agent preparation and use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO872585D0 NO872585D0 (no) | 1987-06-19 |
| NO872585L true NO872585L (no) | 1987-12-28 |
Family
ID=25371501
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO872585A NO872585L (no) | 1986-06-25 | 1987-06-19 | Fremstilling og anvendelse av stabiliseringsmiddel for leire. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4693639A (no) |
| EP (1) | EP0251558A3 (no) |
| CA (1) | CA1275345C (no) |
| NO (1) | NO872585L (no) |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2623221B1 (fr) * | 1987-11-13 | 1991-11-29 | Bonier Sahuc Monique | Produit stabilisateur des sols en place et methode de mise en oeuvre |
| US5160642A (en) * | 1990-05-25 | 1992-11-03 | Petrolite Corporation | Polyimide quaternary salts as clay stabilization agents |
| US5072791A (en) * | 1990-10-03 | 1991-12-17 | Conoco Inc. | Method of stabilizing formation prior to gravel packing |
| GB2332221A (en) * | 1997-12-13 | 1999-06-16 | Sofitech Nv | Stabilising clayey formations |
| US6502637B2 (en) | 2000-03-27 | 2003-01-07 | Clearwater, Inc. | Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations |
| US6689204B2 (en) * | 2002-02-15 | 2004-02-10 | Clearwater International, L.L.C. | Roadbed stabilization |
| US7028771B2 (en) * | 2002-05-30 | 2006-04-18 | Clearwater International, L.L.C. | Hydrocarbon recovery |
| US7741251B2 (en) | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
| US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
| US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
| US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
| US7182136B2 (en) | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
| US8278250B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
| US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
| US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
| US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
| US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
| US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
| US7759292B2 (en) | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
| US20040235677A1 (en) * | 2003-05-23 | 2004-11-25 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for stabilizing swelling clays or migrating fines in formations |
| US7563750B2 (en) | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
| US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
| US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
| US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
| GB0413587D0 (en) | 2004-06-17 | 2004-07-21 | Statoil Asa | Well treatment |
| US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
| JP4945101B2 (ja) * | 2004-08-27 | 2012-06-06 | 黒崎白土工業株式会社 | クレアチニン及び尿酸吸着用経口投与吸着剤 |
| US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
| US7493957B2 (en) | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
| US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
| US7549474B2 (en) * | 2006-05-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor |
| US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
| US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US7552771B2 (en) | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
| US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
| US20090308599A1 (en) * | 2008-06-13 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing treatment fluid placement in shale, clay, and/or coal bed formations |
| US8367195B2 (en) * | 2008-09-04 | 2013-02-05 | Frank Santoro | Products made from recycled cardboard |
| US8579029B2 (en) * | 2008-12-31 | 2013-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | System, method and treatment fluid for controlling fines migration |
| US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
| US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
| US8157010B2 (en) | 2010-09-21 | 2012-04-17 | Polymer Ventures, Inc. | Treatment of subterranean formations |
| US8757261B2 (en) | 2011-05-12 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for clay control |
| US9169430B2 (en) | 2012-10-30 | 2015-10-27 | Ecolab Usa Inc. | Chemical treatment method and additive used to treat fines migration and flow through porous media |
| US8631868B1 (en) | 2013-02-27 | 2014-01-21 | Polymer Ventures Inc. | Treatment of subterranean formations |
| US10253609B2 (en) | 2014-04-29 | 2019-04-09 | Ecolab Usa Inc. | Permeability of subterranean reservoirs using acid diversion |
| US20160208159A1 (en) * | 2015-01-21 | 2016-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole polymerizable clay control agent for shale treatment |
| US11198811B2 (en) * | 2018-03-13 | 2021-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multifunctional friction reducers |
| CN112011317B (zh) * | 2020-08-11 | 2022-08-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 控制泥页岩地层钻进中黏土细分散的稳定剂及其制备方法 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE664427A (no) * | 1964-05-25 | |||
| US3912693A (en) * | 1973-04-05 | 1975-10-14 | Nitto Boseki Co Ltd | Process for producing polyamines |
| US4366074A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366072A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4374739A (en) * | 1976-08-13 | 1983-02-22 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366073A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| CA1103008A (en) * | 1976-08-13 | 1981-06-16 | Homer C. Mclaughlin | Treatment of clay formations with organic polycationic polymers |
| US4366071A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4460483A (en) * | 1981-10-09 | 1984-07-17 | Halliburton Company | Methods and hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water sensitive clay containing formations |
| US4497596A (en) * | 1983-03-24 | 1985-02-05 | Halliburton Company | Method of minimizing fines migration in a subterranean formation |
| DE3432364A1 (de) * | 1983-12-01 | 1985-06-13 | Pennwalt Corp., Philadelphia, Pa. | Verfahren zur herstellung von niedermolekularen acrylamidpolymerisaten |
| US4536305A (en) * | 1984-09-21 | 1985-08-20 | Halliburton Company | Methods for stabilizing swelling clays or migrating fines in subterranean formations |
-
1986
- 1986-06-25 US US06/878,160 patent/US4693639A/en not_active Expired - Fee Related
-
1987
- 1987-06-10 CA CA000539301A patent/CA1275345C/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-06-16 EP EP87305334A patent/EP0251558A3/en not_active Withdrawn
- 1987-06-19 NO NO872585A patent/NO872585L/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO872585D0 (no) | 1987-06-19 |
| US4693639A (en) | 1987-09-15 |
| EP0251558A3 (en) | 1988-08-31 |
| CA1275345C (en) | 1990-10-16 |
| EP0251558A2 (en) | 1988-01-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO872585L (no) | Fremstilling og anvendelse av stabiliseringsmiddel for leire. | |
| US20210261854A1 (en) | Delayed gelling agents | |
| US4536305A (en) | Methods for stabilizing swelling clays or migrating fines in subterranean formations | |
| US4536303A (en) | Methods of minimizing fines migration in subterranean formations | |
| US4563292A (en) | Methods for stabilizing fines contained in subterranean formations | |
| CA1082438A (en) | Spacer composition and method of use | |
| US4605068A (en) | Well treating composition and method | |
| AU2017202607B2 (en) | Concentrated borate crosslinking solutions for use in hydraulic fracturing operations | |
| US6189615B1 (en) | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery | |
| US7854277B2 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| RU2647529C2 (ru) | Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов | |
| US2109858A (en) | Drilling fluid for combating heaving shale | |
| US4460483A (en) | Methods and hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water sensitive clay containing formations | |
| US4497596A (en) | Method of minimizing fines migration in a subterranean formation | |
| US20050080176A1 (en) | Crosslinked polymer gels for filter cake formation | |
| US20060289165A1 (en) | Methods for effecting controlled break in pH dependent foamed fracturing fluid | |
| US4712617A (en) | Method for controlling the flow of liquids through a subterranean formation | |
| US4558741A (en) | Methods of minimizing fines migration in subterranean formations | |
| US4237974A (en) | Method of controlling fluid loss in acidizing treatment of a subterranean formation | |
| US4670165A (en) | Method of recovering hydrocarbons from subterranean formations | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| EP0212019B1 (en) | Method of stabilizing fines | |
| CN107312508B (zh) | 铝盐络合物在制备钻井液中的应用及钻井液 | |
| CA1295119C (en) | Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations | |
| CN117586760A (zh) | 一种单相酸及其制备方法、使用方法和应用 |