NO176731B - Vandig fraktureringsfluidum og fremgangsmåte for hydraulisk frakturering - Google Patents

Vandig fraktureringsfluidum og fremgangsmåte for hydraulisk frakturering Download PDF

Info

Publication number
NO176731B
NO176731B NO883427A NO883427A NO176731B NO 176731 B NO176731 B NO 176731B NO 883427 A NO883427 A NO 883427A NO 883427 A NO883427 A NO 883427A NO 176731 B NO176731 B NO 176731B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
zirconium
cross
ppm
guar gum
lactate
Prior art date
Application number
NO883427A
Other languages
English (en)
Other versions
NO883427D0 (no
NO176731C (no
NO883427L (no
Inventor
Richard Myers Hodge
Kevin Wayne England
Harold Dean Brannon
Original Assignee
Pumptech Nv
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 Pumptech Nv filed Critical Pumptech Nv
Publication of NO883427D0 publication Critical patent/NO883427D0/no
Publication of NO883427L publication Critical patent/NO883427L/no
Publication of NO176731B publication Critical patent/NO176731B/no
Publication of NO176731C publication Critical patent/NO176731C/no

Links

Classifications

    • 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
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/903Crosslinked resin or polymer
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid

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)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Decoration By Transfer Pictures (AREA)
  • Inks, Pencil-Leads, Or Crayons (AREA)

Description

Oppfinnelsen angår et vandig fraktureringsfluid med en pH fra 8 til 10 og en fremgangsmåte for frakturering av underjordiske formasjoner gjennomtrengt av et borehull.
Behandlingen av underjordiske formasjoner som er gjennomtrengt av et borehull for stimulering av produksjonen av hydrokarboner fra disse eller evnen hos formasjonen til å motta injiserte fluider, har lenge vært kjent på fagområdet. Én av de vanligste fremgangsmåter til forøkning av produktiviteten hos en hydrokarbonbærende formasjon er å underkaste formasjonen fraktureringsbehandling. Denne behandling skjer ved at man injiserer et væskeformig, gass-eller tofase-fluid som vanligvis omtales som et fraktureringsfluid, ned i brønnhullet ved tilstrekkelig trykk og strøm-ningshastighet til at den underjordiske formasjon sprekker.
Et avstivningsmateriale såsom sand, fint grus, sintret bauxitt, glassperler eller liknende kan innføres i sprekkene for å holde dem åpne. Den avstivede sprekk tilveiebringer større strømningskanaler gjennom hvilke en øket mengde av et hydrokarbon kan strømme, hvorved den produktive evne hos en brønn økes.
Visse hydrofile materialer, i det følgende omtalt som "geleringsmidler", er blitt anvendt for å øke viskositeten hos et væskeformig fraktureringsfluid. Vandige fraktureringsfluider med høy viskositet er egnet ved utvikling av videre sprekker for å forbedre produktiviteten videre inn i formasjo-nene, øke den avstivningsmiddel-bærende evne hos frakturer-ingsfluidene og tillate bedre fluidtap-kontroll.
Behandlingsfluider med høy viskositet er egnet ved utfø-relse av underjordiske brønnkompletteringer, for transport-ering av sand ved sand- og gruspakkingsfremgangsmåter og ved forskjellige andre brønnbehandlingsfremgangsmåter. Høy-viskositetsbehandlingsfluider har også anvendelse ved renseanvendelser såsom ved rensing av rørgods, fremstillings-utstyr og industrielt utstyr. Utstyr som typisk renses, innbefatter oijebrønn-rørlednings-rør, beholdere og prosess-utstyr, kokere, varmevekslere, konvensjonelle og nukleær-kraftverk og ekstrautstyr og liknende.
Hydrofile geleringsmidler såsom delvis hydrolyserte polyakrylamider, naturgummi-rtyper og modifiserte naturgummi-typer, cellulosearter og xantan-polymerer er blitt anvendt tidligere for å øke viskositeten hos vandige oppløsninger. Imidlertid har de geler som er fremstilt med slike geleringsmidler, vanligvis begrenset stabilitet ved forhøyede temperaturer, d.v.s. at viskositeten hos de gelerte vandige opp-løsninger minker vesentlig etter bare et kort tidsrom. Kjemikalier som tverrbinder eller kompleksbinder hydratiserte geleringsmidler, er også blitt anvendt hittil for ytterligere økning av deres viskositet. For eksempel beskriver og patentsøker US-patent nr. 3 888 312, 4 021 355 og 4 033 415 henholdsvis organotitanat, permanganatsalter og antimon-kryssbindingsmidler. US-patent 3 959 003 beskriver anvendelse av en vannløselig cellulose kompleksbundet med et polyvalent metallsalt som et tiksotropisk middel for sementerings-blandinger. US-patent 3 979 303 beskriver et oljebrønn-borefluid som inneholder komplekse polysakkarider, og US-patent nr. 4 313 834 og 4 324 668 beskriver og søker patent på sure behandlingsfluider av et hydratiserbart geleringsmiddel og et zirkonium-kryssbindingsmiddel som ytterligere øker viskositeten.
US-patent 4 579 670 beskriver tverrbundne fraktureringsfluider innbefattende et hydratiserbart polysakkarid i vandig oppløsning, en overgangsmetallchelat-kryssbindingsinitiator og et kryssbindingshastighets-reguleringsmiddel som enten er en hastighets-akselerator eller en hastighetsbremse.
Blant hydratiserbare geleringsmidler er naturlig guargummi forholdsvis rimelig og fordrer liten bearbeidelse. Imidlertid tilveiebringer tverrbundne fraktureringsfluider fremstilt med en naturlig guargummi lavere viskositeter ved høye temperaturer. Det ville være ønskelig å tverrbinde et naturlig guargummi-fraktureringsfluid og oppnå høytemperatur-ytelse som kan sammenliknes med fluider fremstilt ved kryssbinding av de mer kostbare polymerer.
Den foreliggende oppfinnelse er særpreget ved at fraktureringsfluidet hovedsakelig består av guargummi i en mengde fra 0,2 til 1,25 vekt% for dannelse av et fraktu-reringsf luid, minst ett zirkonium-kryssbindingsmiddel i en mengde fra 5 ppm til 50 ppm for kryssbinding av guargummien, og et bikarbonatsalt i en mengde fra 250 ppm til 3.000 ppm, og tilstrekkelig til å gi en relativt lav viskositet ved omgivelsestemperatur og en relativt høy viskositet ved høye temperaturer, og eventuelt en effektiv mengde av guargummi til dannelse av et fraktureringsfluid, minst ett organisk hafnium-kryssbindingsmiddel for kryssbinding av guargummien, og et bikarbonatsalt.
Det natur-guargummi-baserte fraktureringsfluid ifølge den foreliggende oppfinnelse oppviser god viskositet og er spesielt stabilt ved moderate og høye temperaturer. Som anvendt i det foreliggende angir moderate temperaturer temperaturer på ca. 80°C og mer, og høye temperaturer angir temperaturer på ca. 120°C og mer. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer derfor et spesielt rimelig og passende fraktureringsfluid.
Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse omfatter fremstilling av et vandig fraktureringsfluid med en pH fra 8 til 10 bestående i det vesentlige av guargummi i en mengde fra 0,2 til 1,25 vekt% for å danne et fraktureringsfluid, minst ett zirkoniumkryssbindingsmiddel i en mengde fra 5 ppm til 50 ppm for å kryssbinde guargummien, og et bikarbonatsalt i en mengde fra 250 ppm til 3.000 ppm, og tilstrekkelig til å gi en relativt lav viskositet ved omgivelsestemperatur og en relativt høy viskositet ved høye temperaturer, og innføring av nevnte vandige fraktureringsfluid i nevnte formasjon fra nevnte borehull ved en tilstrekkelig strømningshastighet og trykk til å gi en sprekkdannelse i nevnte formasjon.
Ved det riktige valg av kryssbindingsblandingen og stabiliseringsmiddelkonsentrasjonen oppnåes kryssbundne natur-guar-gummi-fluider som oppviser forsinket kryssbinding og forbedret høytemperaturytelse.
I Tabell 1 er viskositeten hos kryssbundet hydroksy-propyl-guar (HPG) (fluid 1) sammenliknet med viskositeten hos kryssbundet guar (fluid 2). Ved sammenlikning av den tilsynelatende viskositet etter 4 timer ved 121°C, vil det kunne sees at den tilsynelatende viskositet hos HPG ved høy temperatur er klart overlegen i forhold til hos kryssbundet guar. På grunn av den dårlige høytemperatur-yteevne hos kryssbundet guar, er andre mer kostbare polymerer blitt anvendt ved høye temperaturer.
Tabell 2 sammenlikner yteevnen hos to pH-regulerings-midler, natriumbikarbonat og natriumkarbonat. Prøver utført med kryssbundet guar viser at både natriumbikarbonat og natriumkarbonat opprettholder den ønskede pH etter 4 timer ved 121°C.
Skjønt både natriumbikarbonat og natriumkarbonat var likt egnet til å opprettholde pH-regulering i pH-området 8-10 som illustrert i Tabell 2, oppviste overraskende nok ikke tverrbundne fluider som inneholdt natriumbikarbonat og natriumkarbonat, lik fluid-yteevne. Under anvendelse av den samme fluid-sammensetning som beskrevet i Tabell 2, ble den tilsynelatende viskositet hos en oppløsning som inneholdt natriumbikarbonat, sammenliknet med den tilsynelatende viskositet hos en oppløsning som inneholdt natriumkarbonat ved 24°C og ved 121°C. Som det vil kunne sees av Tabell 3, tilveiebringer den oppløsning som inneholder bikarbonat, lavere viskositet ved omgivelsestemperatur (24°C) og høyere viskositet ved 121°C.
Uten å begrense oppfinnelsen antas det at den lavere viskositet som observeres ved omgivelsestemperatur, skyldes forsinket kryssbinding. Forsinket, kryssbinding er en fordel-aktig egenskap hos fraktureringsfluider fordi man unngår urimelige friksjonstap under innføringen av frakturerings-fluidet i borehullet. Den oppdagelse at bare det bikarbonat-holdige fluid viser lav viskositet ved omgivelsestemperatur og høyere viskositet ved forhøyet temperatur, er både overraskende og meget ønskelig.
Tabell 4 illustrerer virkningen av bikarbonatkonsentrasjonen på hastigheten av viskositetsutviklingen ved omgivelsestemperatur og fluid-viskositeten ved høy temperatur. Viskositets-utviklingen hos tverrbundne fluider ble målt under anvendelse av Vortex-lukkingsprøven ("Vortex closure test"). Vortex-lukkingsprøven er beskrevet i US-patent 4 657 080 og
4 657 081. Som beskrevet i disse, angir lengre Vortex-lukkingstider mer langsomme kryssbindingshastigheter. Som illustrert i Tabell 4, ga en økning i bikarbonatkonsentrasjonen en økning i vortex-lukkingstiden og en økning i fluid-viskositeten ved 121°C, og stabiliserte fluidets pH under prøven. Som illustrert ved dataene i Tabell 4, må imidlertid bikarbonatkonsentrasjonen ligge innenfor et visst område for oppnåelse av den ønskede yteevne med en gitt kryssbindings-forbindelse. Når det for eksempel gjelder fluid nr. 1 (kryssbindingsmiddel zirkonium-trietanolamin), måtte bikarbonatkonsentrasjonen være større enn eller lik ca. 363 ppm og mindre enn ca. 3000 ppm for oppnåelse av optimal høytemperatur-yteevne. Ved bikarbonatkonsentrasjoner på under ca. 363 ppm, ga fluid nr. 1 ingen forbedring i viskositeten ved forhøyet temperatur. Ved en bikarbonatkonsentrasjon på ca. 2179 ppm ble viskositeten hos fluid nr. 1 ved 121°C minsket. Når det gjaldt fluid nr. 2, var den minimale bikarbonatkonsentrasjon som var nødvendig for optimal yteevne, ca. 1089 ppm.
Skjønt man ikke forstår den mekanisme som er ansvarlig for forbedret yteevne oppnådd med kryssbundet guar og bikarbonat, ser den ikke ut til å være bare pH-regulering og/eller bare forsinket kryssbinding. Hvis den forbedrede yteevne bare skyldtes forsinket kryssbinding, skulle fluid-blanding 1 og 2 i Tabell 4, forsinket med andre forbindelser enn bikarbonat, tilveiebringe yteevne ved forhøyet temperatur slik som fluid 1 og 2 som inneholder den optimale konsentrasjon av bikarbonat. I Tabell 5 forsinkes fluidblandingene 1 og 2 med forbindelser som er angitt i litteraturen. Fluid 1 ble forsinket med 2,4-pentadion og pH ble justert med trietanolamin. Fluid 2 ble forsinket med trietanolamin og pH ble opprettholdt med en ikke-forsinkende mengde av NaHC03 (se US-patent 4 579 670). Resultatene som er oppført i Tabell 5, viser to fluider med forsinkelsestider lik fluidene i Tabell 4 som gir forbedret yteevne. Yteevnen hos disse fluider (1C og 2E) ved 121°C er sammenliknet med yteevnen hos fluider ID og 2A (fluid-blandinger som ikke inneholder noe forsinkelses-additiv) i Tabell 6. Merk at forsinket-fluidblandingene 1C og 2E bare virket litt bedre enn de ikke-forsinkede blandinger ID og 2A. Videre var verken 1C eller 2E på høyde med yteevnen hos fluidene oppført i Tabell 4 som bare inneholdt en optimal konsentrasjon av NaHC03.
For at fagfolk på området bedre skal kunne forstå hvordan den foreliggende oppfinnelse kan utføres, er de følgende Eksempler gitt som illustrasjon og ikke som begrensning. Alle deler og prosentandeler er på vektbasis dersom ikke annet er angitt.
Blandingene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan frem-stilles ved at man blander ionefrittt vann, 2% kaliumklorid og 0,025 volum% propylenglykol (et skumhindrende middel) under dannelse av et blandevann. Blandevannet anbringes i en blandeanordning og blandes ved ca. 2000 rpm (omdreininger pr. minutt), mens den fordrede mengde guargummi tilsettes. Guargummien blandes i ca. 3 0 minutter for fullstendig hydratisering av guar'en. Deretter tilsettes den ønskede mengde natriumbikarbonat sammen med 0,12% natriumtiosulfat (et høytemperatur-gelstabiliseringsmiddel). Oppløsningen blandes i ca. 30 minutter for bevirkning av solubilisering. Den resulterende gel eldes i minst ca. 1 time.
Zirkonium-kryssbindingsmidlet kan hvis nødvendig fortynnes med ionefritt vann før anvendelse. Den fortynnede oppløsning får eldes i minst ca. 30 minutter før anvendelse.
Guar-gelen blandes ved ca. 2000 opm, og zirkonium-oppløs-ningen tilsettes til vortex-blandingen. Viskositeten hos den således fremstilte oppløsning måles i et viskosimeter av typen Fann modell 50C med en Rl/B5-rotor/lodd-utformning. Det settes trykk på prøven til 28 kg/cm<2> og den behandles med skjærkraft ved 100 opm (85 sek.<-1>) i 3 minutter. For måling av omgivelses-viskositeten anvendes det en skjærhastighets-rampe i 50 opm inkrementer fra 250 opm til 50 opm. Ved fullførelse av omgivelsestemperatur-målingen returneres skjærhastigheten til 100 opm. Badtemperaturen økes deretter med ca. 5,5°C pr. minutt til forsøkstemperaturen. Når prøvetemperaturen er innenfor 3°C fra stivningspunktet, anvendes en annen skjærhastighets-rampe, som er forsøket "T=0".
Eksempel 3
Forsøkstemperatur: 121°C
Guargummi-konsentrasjon: 0,42% Bikarbonat-konsentrasjon: 1453 ppm Kryssbindingsmiddel: zirkonium-trietanolamin-laktat Zirkonium-konsentrasjon: 29 ppm
Kryssbindings-pH: 8,5
Eksempel 4 Forsøkstemperatur: 121°C Guargummi-konsentrasjon: 0,42% Bikarbonat-konsentrasjon: 756 ppm Kryssbindingsmiddel: zirkonium-trietanolamin Zirkonium-konsentrasjon: 22 ppm Kryssbindings-pH: 9,0
Eksempel 5
Forsøkstemperatur: 135°C
Guargummi-konsentrasjon: 0,60% Bikarbonat-konsentrasjon: 1453 ppm Kryssbindingsmiddel: zirkonium-trietanolamin Zirkonium-konsentrasjon: 2 6 ppm Kryssbindings-pH: 9,0
Eksempel 6
Forsøkstemperatur: 149°C
Guargummi-konsentrasjon: 0,72%
Bikarbonat-konsentrasjon: 1453 ppm
Kryssbindingsmiddel: zirkonium-trietanolamin
Zirkonium-konsentrasjon: 2 6 ppm
Kryssbindings-pH: 9,0
Eksempel 7
Forsøkstemperatur: 163°C
Guargummi-konsentrasjon: 0,72%
Bikarbonat-konsentrasjon: 1453 ppm
Kryssbindingsmiddel: zirkonium-trietanolamin
Zirkonium-konsentrasjon: 26 ppm
Kryssbindings-pH: 9,0
Kryssbindingsmidlet er fortrinnsvis en organisk zirkonium-eller en organisk hafniumforbindelse. Egnede organiske zirkoniumforbindelser innbefatter enten zirkoniumlaktat eller et zirkoniumkompleks av melkesyre, også kjent som 2-hydroksypropansyre. Egnede zirkoniumkompleks-laktater innbefatter zirkonium-ammonium-laktat, zirkonium-trietanolamin-laktat, zirkonium-diisopropylamin-laktat og zirkonium-natrium-trilaktat-salter. Tilsvarende hafniumlaktat og hafnium-komplekser av melkesyre kan anvendes som kryssbindingsmidler. Titanholdige forbindelser såsom titan-ammonium-laktat og titan-trietanolamin kan også anvendes som kryssbindingsmidler ved utførelsen av den foreliggende oppfinnelse.
Andre organiske zirkonium- eller organiske hafnium-forbindelser som er egnet som kryssbindingsmidler, innbefatter monoalkylammonium-, dialkylammonium- og trialkylammonium-zirkonium-eller hafnium-forbindelser oppnådd ved omsetting av et organozirkonat eller et organohafnat med monometylamin, dimetylamin og trimetylamin, monoetylamin, dietylamin og trietylamin, monoetanolamin, dietanolamin og trietanolamin, metyldietanolamin, etyldietanolamin, dimetyletanolamin, dietyletanolamin, monoisopropanolamin, diisopropanolamin og triisopropanolamin, metyldiisopropanolamin, etyldiisopro-panolamin, dimetylisopropanolamin, dietylisopropanolamin, n-butylamin, sek.-butylamin, dibutylamin og diisobutylamin. For eksempel kan et zirkonium-trietanolamin-kompleks (Zr-TEA) anvendes som kryssbindingsmidlet ved utførelsen av den foreliggende oppfinnelse. Zr-TEA-komplekser er beskrevet i US-patent 4 534 870 og britisk patentsøknad 2 108 122.
Andre organozirkonium-forbindelser som er egnet som kryssbindingsmidler, innbefatter citrater og tartrater såsom zirkonium-natrium-citrat og zirkonium-natrium-tartrat.
Blandingene ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter et kryssbindingsmiddel som beskrevet ovenfor, et guargummi-geleringsmiddel og et bikarbonatsalt. Gelerings-midlet er tilstede i den vandige blanding i en konsentrasjon i området fra ca. 0,2 til 1,25 vekt%, fortrinnsvis fra ca. 0,2 til ca. 1,0 vekt% og mest foretrukket fra ca. 0,3 til ca. 0,8 vekt%, basert på det vandige fluid. En konsentrasjon av guargummi på mindre enn 0,2 vekt%, basert på det vandige fluid, er ikke tilstrekkelig til at effektiv kryssbinding gjøres mulig.
Kryssbindingsmidlet er tilstede i en mengde på fra ca. 5 ppm (deler pr. million) til minst ca. 50 ppm, basert på det vandige fluid, og fortrinnsvis i en mengde på fra ca. 10 til ca. 3 5 ppm.
pH i det vandige fraktureringsfluid er fortrinnsvis i området fra ca. 8 til ca. 10 avhengig av kryssbindingsmidlet. Vanligvis vil bikarbonatsalt-stabiliseringsmidlet være tilstede i en mengde på fra ca. 250 til ca. 3 000 ppm, og fortrinnsvis i en mengde på fra ca. 350 til ca. 2250 ppm.
Forskjellige andre modifikasjoner vil være åpenbare for og lett kan utføres av fagfolk på området uten at man avviker fra denne oppfinnelses ramme og prinsipp.
Oppfinnelsestanken er definert i de følgende krav.

Claims (9)

1. Vandig fraktureringsfluid med en pH fra 8 til 10, karakterisert ved at det hovedsakelig består av: guargummi i en mengde fra 0,2 til 1,25 vekt% for dannelse av et fraktureringsfluid, minst ett zirkonium-kryssbindingsmiddel i en mengde fra 5 ppm til 50 ppm for kryssbinding av guargummien, og et bikarbonatsalt i en mengde fra 250 ppm til 3.000 ppm, og tilstrekkelig til å gi en relativt lav viskositet ved omgivelsestemperatur og en relativt høy viskositet ved høye temperaturer, og eventuelt en effektiv mengde av guargummi til dannelse av et fraktureringsfluid, minst ett organisk hafnium-kryssbindingsmiddel for kryssbinding av guargummien og et bikarbonatsalt.
2. Vandig fraktureringsfluid ifølge krav 1, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkoniumlaktat, zirkonium-ammonium-laktat, zirkonium-trietanolamin-laktat, zirkonium-diisopropylamin-laktat, zirkonium-natrium-trilaktat, et zirkonium-trietanolamin-kompleks, zirkonium-natrium-citrat, zirkonium-natrium-tartrat, et zirkonium-monoalkylammonium-kompleks, et zirkonium-dialkylammonium-kompleks eller et zirkonium-tralkylammonium-kompleks.
3. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon gjennomtrengt av et borehull, karakterisert ved at den omfatter fremstilling av et vandig fraktureringsfluid med en pH fra 8 til 10 bestående i det vesentlige av guargummi i en mengde fra 0,2 til 1,25 vekt% for å danne et fraktureringsfluid, minst ett zirkoniumkryssbindingsmiddel i en mengde fra 5 ppm til 50 ppm for å kryssbinde guargummien, og et bikarbonatsalt i en mengde fra 250 ppm til 3.000 ppm, og tilstrekkelig til å gi en relativt lav viskositet ved omgivelsestemperatur og en relativt høy viskositet ved høye temperaturer, og innføring av nevnte vandige fraktureringsfluid i nevnte formasjon fra nevnte borehull ved en tilstrekkelig strømnings-hastighet og trykk til å gi en sprekkdannelse i nevnte formasjon.
4. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon ifølge krav 3, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkoniumlaktat.
5. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon ifølge krav 3, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkonium-ammonium-laktat.
6. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon ifølge krav 3, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkonium-trietanolamin-laktat.
7. Fremgangsmåte for hydraulisk-frakturering av en underjordisk formasjon ifølge krav 3, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkonium-diisopropylamin-laktat.
8. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon ifølge krav 3, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkonium-natrium-trilaktat.
9. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon ifølge krav 3, karakterisert ved at zirkonium-kryssbindingsmidlet er zirkonium-trietanolamin-kompleks.
NO883427A 1987-08-03 1988-08-02 Vandig fraktureringsfluidum og fremgangsmåte for hydraulisk frakturering NO176731C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/080,738 US4801389A (en) 1987-08-03 1987-08-03 High temperature guar-based fracturing fluid

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO883427D0 NO883427D0 (no) 1988-08-02
NO883427L NO883427L (no) 1989-02-06
NO176731B true NO176731B (no) 1995-02-06
NO176731C NO176731C (no) 1995-05-16

Family

ID=22159293

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO883427A NO176731C (no) 1987-08-03 1988-08-02 Vandig fraktureringsfluidum og fremgangsmåte for hydraulisk frakturering

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4801389A (no)
EP (1) EP0302544B1 (no)
CA (1) CA1280588C (no)
DE (1) DE3871642T2 (no)
NO (1) NO176731C (no)

Families Citing this family (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2680827B1 (fr) * 1991-08-28 1999-01-29 Inst Francais Du Petrole Utilisation de nouvelles compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz.
FR2668490B1 (fr) * 1990-10-29 1994-04-29 Elf Aquitaine Gel se scleroglucane applique a l'industrie petroliere.
CA2071218C (fr) * 1990-10-29 2002-12-10 Norbert Kohler Utilisation de nouvelles compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz
US5246073A (en) * 1992-08-31 1993-09-21 Union Oil Company Of California High temperature stable gels
US5617920A (en) * 1992-08-31 1997-04-08 Union Oil Company Of California Method for modifying gelation time of organically crosslinked, aqueous gels
US5335733A (en) * 1992-08-31 1994-08-09 Union Oil Company Of California Method for delaying gelation of a gelable polymer composition injected into a subterranean formation
US5957203A (en) * 1992-08-31 1999-09-28 Union Oil Company Of California Ultra-high temperature stable gels
US5363916A (en) * 1992-12-21 1994-11-15 Halliburton Company Method of gravel packing a well
US5305832A (en) * 1992-12-21 1994-04-26 The Western Company Of North America Method for fracturing high temperature subterranean formations
US5304620A (en) * 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US5681796A (en) * 1994-07-29 1997-10-28 Schlumberger Technology Corporation Borate crosslinked fracturing fluid and method
US5614475A (en) * 1995-04-25 1997-03-25 Rhone-Poulenc Inc. Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids
US6024170A (en) * 1998-06-03 2000-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions
US6230805B1 (en) * 1999-01-29 2001-05-15 Schlumberger Technology Corporation Methods of hydraulic fracturing
US6737386B1 (en) * 1999-05-26 2004-05-18 Benchmark Research And Technology Inc. Aqueous based zirconium (IV) crosslinked guar fracturing fluid and a method of making and use therefor
US6810959B1 (en) * 2002-03-22 2004-11-02 Bj Services Company, U.S.A. Low residue well treatment fluids and methods of use
US8895480B2 (en) * 2004-06-04 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using guar-based well treating fluid
WO2006106298A1 (en) * 2005-04-07 2006-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7264054B2 (en) * 2005-04-07 2007-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7297665B2 (en) * 2005-04-07 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7122690B1 (en) 2006-02-14 2006-10-17 E. I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare metal complex of N,N-bis(2-hydroxyethyl)glycine
US20070187098A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent
US7732382B2 (en) * 2006-02-14 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Cross-linking composition and method of use
US20070187102A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising delay agent
US20080108522A1 (en) * 2006-11-07 2008-05-08 Bj Services Company Use of anionic surfactants as hydration aid for fracturing fluids
US20090078410A1 (en) * 2007-09-21 2009-03-26 David Krenek Aggregate Delivery Unit
MX2010004912A (es) * 2007-11-02 2010-05-14 Du Pont Fluido de fracturacion de zirconio de alta temperatura de base acuosa y su uso.
US7857055B2 (en) * 2007-12-07 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation High temperature fracturing fluids and method of use
US7754660B2 (en) * 2007-12-18 2010-07-13 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare zirconium-based cross-linker compositions and their use in oil field applications
ATE478919T1 (de) * 2008-01-28 2010-09-15 Allessa Chemie Gmbh Stabilisierte wässrige polymerzusammensetzungen
AU2009222091B2 (en) * 2008-02-29 2012-12-20 Texas United Chemical Company, Llc Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids
EP2166060B8 (en) 2008-09-22 2016-09-21 TouGas Oilfield Solutions GmbH Stabilized aqueous polymer compositions
US9102855B2 (en) 2008-12-18 2015-08-11 Schlumberger Technology Corporation Removal of crystallinity in guar based materials and related methods of hydration and subterranean applications
US8030250B2 (en) * 2009-07-17 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Method of treating subterranean formations with carboxylated guar derivatives
US8371383B2 (en) * 2009-12-18 2013-02-12 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
US9194223B2 (en) 2009-12-18 2015-11-24 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
US10538381B2 (en) 2011-09-23 2020-01-21 Sandbox Logistics, Llc Systems and methods for bulk material storage and/or transport
US10464741B2 (en) 2012-07-23 2019-11-05 Oren Technologies, Llc Proppant discharge system and a container for use in such a proppant discharge system
USD703582S1 (en) 2013-05-17 2014-04-29 Joshua Oren Train car for proppant containers
US9809381B2 (en) 2012-07-23 2017-11-07 Oren Technologies, Llc Apparatus for the transport and storage of proppant
US9718610B2 (en) 2012-07-23 2017-08-01 Oren Technologies, Llc Proppant discharge system having a container and the process for providing proppant to a well site
US8827118B2 (en) 2011-12-21 2014-09-09 Oren Technologies, Llc Proppant storage vessel and assembly thereof
US8622251B2 (en) 2011-12-21 2014-01-07 John OREN System of delivering and storing proppant for use at a well site and container for such proppant
FR2988730B1 (fr) 2012-04-03 2015-01-16 Snf Sas Nouvelle composition aqueuse de fluide de fracturation et procede de fracturation mettant en oeuvre le fluide
US9421899B2 (en) 2014-02-07 2016-08-23 Oren Technologies, Llc Trailer-mounted proppant delivery system
US20190135535A9 (en) 2012-07-23 2019-05-09 Oren Technologies, Llc Cradle for proppant container having tapered box guides
US9340353B2 (en) 2012-09-27 2016-05-17 Oren Technologies, Llc Methods and systems to transfer proppant for fracking with reduced risk of production and release of silica dust at a well site
USD688772S1 (en) 2012-11-02 2013-08-27 John OREN Proppant vessel
USD688349S1 (en) 2012-11-02 2013-08-20 John OREN Proppant vessel base
USD688351S1 (en) 2012-11-02 2013-08-20 John OREN Proppant vessel
USD688350S1 (en) 2012-11-02 2013-08-20 John OREN Proppant vessel
USRE45713E1 (en) 2012-11-02 2015-10-06 Oren Technologies, Llc Proppant vessel base
US9446801B1 (en) 2013-04-01 2016-09-20 Oren Technologies, Llc Trailer assembly for transport of containers of proppant material
USD688597S1 (en) 2013-04-05 2013-08-27 Joshua Oren Trailer for proppant containers
CN103275689A (zh) * 2013-04-26 2013-09-04 亳州市顺兴植物胶有限责任公司 缔合压裂液稠化剂及其制备方法
USD694670S1 (en) 2013-05-17 2013-12-03 Joshua Oren Trailer for proppant containers
US11873160B1 (en) 2014-07-24 2024-01-16 Sandbox Enterprises, Llc Systems and methods for remotely controlling proppant discharge system
US9676554B2 (en) 2014-09-15 2017-06-13 Oren Technologies, Llc System and method for delivering proppant to a blender
US9670752B2 (en) 2014-09-15 2017-06-06 Oren Technologies, Llc System and method for delivering proppant to a blender
UY37068A (es) 2016-01-06 2017-07-31 Oren Tech Llc Transportador con sistema integrado de recoleccion de polvo
US10518828B2 (en) 2016-06-03 2019-12-31 Oren Technologies, Llc Trailer assembly for transport of containers of proppant material
FR3064004B1 (fr) 2017-03-20 2019-03-29 S.P.C.M. Sa Forme cristalline hydratee de l'acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique
CN108795402A (zh) * 2017-04-28 2018-11-13 深圳市百勤石油技术有限公司 一种用于超高温储层的胍胶压裂液及其制备方法
JP7127466B2 (ja) * 2018-10-04 2022-08-30 株式会社大林組 加泥材
CN113583653A (zh) 2020-04-30 2021-11-02 爱森(中国)絮凝剂有限公司 新型含水压裂流体组合物和使用该组合物的压裂方法
FR3126988B1 (fr) 2021-09-15 2025-01-10 S N F Sa Dispersion de polymere hydrosoluble pour la fracturation hydraulique
CN117946311A (zh) 2022-10-18 2024-04-30 爱森(中国)絮凝剂有限公司 高分子量阴离子聚丙烯酰胺
FR3146690B1 (fr) 2023-03-13 2026-02-20 Snf Sa Fluide de fracturation comprenant un polymère d’une forme cristalline du sel de sodium de l’acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique et procédé de fracturation hydraulique

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3301723A (en) * 1964-02-06 1967-01-31 Du Pont Gelled compositions containing galactomannan gums
US4021355A (en) * 1970-12-14 1977-05-03 Halliburton Company Compositions for fracturing well formations
US3959003A (en) * 1972-04-10 1976-05-25 Halliburton Company Thixotropic cementing compositions
US4033415A (en) * 1973-03-30 1977-07-05 Halliburton Company Methods for fracturing well formations
US3979303A (en) * 1974-01-21 1976-09-07 Merck & Co., Inc. Oil well drilling fluid
US3888312A (en) * 1974-04-29 1975-06-10 Halliburton Co Method and compositions for fracturing well formations
US4324668A (en) * 1978-10-02 1982-04-13 Halliburton Company High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
US4313834A (en) * 1978-10-02 1982-02-02 Halliburton Company High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same
AR247709A1 (es) * 1981-10-29 1995-03-31 Dow Chemical Co Producto reticulante para polisacaridos solvatables y composiciones reticulables que incluyen a dicho producto
US4683068A (en) * 1981-10-29 1987-07-28 Dowell Schlumberger Incorporated Fracturing of subterranean formations
US4455241A (en) * 1982-02-16 1984-06-19 Phillips Petroleum Company Wellbore fluid
NO824020L (no) * 1982-04-22 1983-10-24 Key Fries Inc Zirkonatfortykningsmidler.
NO824042L (no) * 1982-04-22 1983-10-24 Key Fries Inc Bisalkyl-bis(trialkanolamin)zirkonater.
US4534870A (en) * 1982-06-28 1985-08-13 The Western Company Of North America Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids
US4477360A (en) * 1983-06-13 1984-10-16 Halliburton Company Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4579670A (en) * 1984-03-26 1986-04-01 Big Three Industries, Inc. Control of crosslinking reaction rate of aqueous fracturing fluids
GB2165066B (en) * 1984-09-25 1988-08-24 Sony Corp Video data storage
US4553601A (en) * 1984-09-26 1985-11-19 Halliburton Company Method for fracturing subterranean formations
US4686052A (en) * 1985-07-08 1987-08-11 Dowell Schlumberger Incorporated Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor
US4657081A (en) * 1986-02-19 1987-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition
US4657080A (en) * 1986-02-19 1987-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Method of fracturing a subterranean formation using delayed crosslinker compositions containing organic titanium complexes

Also Published As

Publication number Publication date
DE3871642T2 (de) 1992-12-10
NO883427D0 (no) 1988-08-02
DE3871642D1 (de) 1992-07-09
EP0302544A2 (en) 1989-02-08
NO176731C (no) 1995-05-16
US4801389A (en) 1989-01-31
EP0302544B1 (en) 1992-06-03
NO883427L (no) 1989-02-06
CA1280588C (en) 1991-02-26
EP0302544A3 (en) 1989-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO176731B (no) Vandig fraktureringsfluidum og fremgangsmåte for hydraulisk frakturering
CA2291245C (en) Improved polymer expansion for oil and gas recovery
US6911419B2 (en) High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods
US5226479A (en) Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
EP0677642B1 (en) Method of breaking downhole viscosified fluids
EP2367899B2 (en) Removal of crystallinity in guar based materials and related methods of hydration&amp;subterranean applications
US5441109A (en) Enzyme breakers for breaking fracturing fluids and methods of making and use thereof
US20090114390A1 (en) High temperature aqueous-based zirconium crosslinking composition and use
NO20004718L (no) Hydraulisk frakturering ved bruk av overflateaktivt gelateringsmiddel
NO173522B (no) Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner
US4964466A (en) Hydraulic fracturing with chlorine dioxide cleanup
BRPI1101503A2 (pt) composições e método para quebra de fluidos de fraturamento hidráulico
NO328661B1 (no) Fremgangsmate for brytning av fraktureringsfluider
WO2009040769A1 (en) Treatment fluid with non-symmetrical peroxide breaker and method
EP1243750A2 (en) Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids
US9157022B2 (en) Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers
US7208529B2 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
US6649572B2 (en) Polymer expansion for oil and gas recovery
US20040235675A1 (en) Oilfield treatment fluid stabilizer
CN110139910A (zh) 交联剂浆料组合物及应用
GB2368083A (en) Formation fracturing using a hydratable polymer

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired