NL1030385C2 - Werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput met een biodegradeerbaar vloeistofsysteem van geringe toxiciteit. - Google Patents
Werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput met een biodegradeerbaar vloeistofsysteem van geringe toxiciteit. Download PDFInfo
- Publication number
- NL1030385C2 NL1030385C2 NL1030385A NL1030385A NL1030385C2 NL 1030385 C2 NL1030385 C2 NL 1030385C2 NL 1030385 A NL1030385 A NL 1030385A NL 1030385 A NL1030385 A NL 1030385A NL 1030385 C2 NL1030385 C2 NL 1030385C2
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- oil
- ester
- drilling
- fatty acid
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 title description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 97
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 52
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 38
- -1 C 4 ester Chemical class 0.000 claims description 37
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims description 37
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 35
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 34
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 30
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 30
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 30
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 23
- LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)O LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 claims description 14
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 13
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 claims description 12
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 11
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 11
- 229940116333 ethyl lactate Drugs 0.000 claims description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000005067 remediation Methods 0.000 claims description 8
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 7
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 7
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 3
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000017060 Arachis glabrata Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000105624 Arachis hypogaea Species 0.000 claims description 2
- 235000010777 Arachis hypogaea Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000018262 Arachis monticola Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000056139 Brassica cretica Species 0.000 claims description 2
- 235000003351 Brassica cretica Nutrition 0.000 claims description 2
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 claims description 2
- 235000003343 Brassica rupestris Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000020518 Carthamus tinctorius Species 0.000 claims description 2
- 235000003255 Carthamus tinctorius Nutrition 0.000 claims description 2
- 240000002795 Guizotia abyssinica Species 0.000 claims description 2
- 235000003239 Guizotia abyssinica Nutrition 0.000 claims description 2
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 240000007817 Olea europaea Species 0.000 claims description 2
- 235000008753 Papaver somniferum Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000003434 Sesamum indicum Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000000231 Sesamum indicum Species 0.000 claims description 2
- QKSKPIVNLNLAAV-UHFFFAOYSA-N bis(2-chloroethyl) sulfide Chemical compound ClCCSCCCl QKSKPIVNLNLAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000010460 mustard Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000020232 peanut Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims description 2
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 claims description 2
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 claims description 2
- 235000020238 sunflower seed Nutrition 0.000 claims description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims 2
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 claims 1
- 244000098338 Triticum aestivum Species 0.000 claims 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims 1
- 125000004492 methyl ester group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 38
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 26
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 19
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 19
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 150000003903 lactic acid esters Chemical class 0.000 description 11
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 11
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 8
- 241001449342 Chlorocrambe hastata Species 0.000 description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 7
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 6
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 6
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 5
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 5
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 5
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical class CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 4
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 4
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 4
- 229920001983 poloxamer Polymers 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- WVFDILODTFJAPA-UHFFFAOYSA-M sodium;1,4-dihexoxy-1,4-dioxobutane-2-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCOC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCCCCCC WVFDILODTFJAPA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 235000020661 alpha-linolenic acid Nutrition 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 3
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 3
- 239000008157 edible vegetable oil Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000011534 incubation Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 3
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 3
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-nonylphenoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OCCO IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-n-[(prop-2-enoylamino)methyl]propanamide Chemical compound BrCCC(=O)NCNC(=O)C=C CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102100026827 Protein associated with UVRAG as autophagy enhancer Human genes 0.000 description 2
- 101710102978 Protein associated with UVRAG as autophagy enhancer Proteins 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012874 anionic emulsifier Substances 0.000 description 2
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 2
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005481 linolenic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012875 nonionic emulsifier Substances 0.000 description 2
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000013008 thixotropic agent Substances 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 2
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical class OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 description 1
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZSPTYLOMNJNZNG-UHFFFAOYSA-N 3-Buten-1-ol Chemical compound OCCC=C ZSPTYLOMNJNZNG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- JYCQQPHGFMYQCF-UHFFFAOYSA-N 4-tert-Octylphenol monoethoxylate Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)C1=CC=C(OCCO)C=C1 JYCQQPHGFMYQCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- 244000237986 Melia azadirachta Species 0.000 description 1
- 235000013500 Melia azadirachta Nutrition 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 1
- DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N alpha-linolenic acid Chemical compound CC\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N benzenesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013060 biological fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 235000005911 diet Nutrition 0.000 description 1
- 230000037213 diet Effects 0.000 description 1
- YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L disodium;2,2-dioctyl-3-sulfobutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCC(C([O-])=O)(C(C([O-])=O)S(O)(=O)=O)CCCCCCCC YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229960000878 docusate sodium Drugs 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- GPGMRSSBVJNWRA-UHFFFAOYSA-N hydrochloride hydrofluoride Chemical class F.Cl GPGMRSSBVJNWRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001866 hydroxypropyl methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010979 hydroxypropyl methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920003088 hydroxypropyl methyl cellulose Polymers 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
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- 229960004488 linolenic acid Drugs 0.000 description 1
- KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N linolenic acid Natural products CC=CCCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002113 octoxynol Polymers 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002889 oleic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000244 polyoxyethylene sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000249 polyoxyethylene sorbitan monopalmitate Substances 0.000 description 1
- 235000010483 polyoxyethylene sorbitan monopalmitate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001818 polyoxyethylene sorbitan monostearate Substances 0.000 description 1
- 235000010989 polyoxyethylene sorbitan monostearate Nutrition 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M sodium docusate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)COC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCC(CC)CCCC APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M sodium tetradecyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)CCC(CC(C)C)OS([O-])(=O)=O FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007962 solid dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000019086 sulfide ion homeostasis Effects 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 150000003509 tertiary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000003918 triazines Chemical class 0.000 description 1
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011850 water-based material Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010497 wheat germ oil 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
-
- 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
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5758—Macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/025—Consolidation of loose sand or the like round the wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
-
- 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
- Y10S507/905—Nontoxic composition
-
- 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
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/928—Spacing slug or preflush 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
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
» ί
Korte aanduiding: Werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput met een biodegradeerbaar vloeistofsysteem van geringe toxiciteit.
Gebied van de uitvinding.
5 De onderhavige uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput die een boorgat bezit, onder toepassing van een biodegradeerbaar vloeistofsysteem dat een vetzuurester bevat. Het biodegradeerbare vloeistofsysteem kan in de vorm van een micro-emulsie zijn.
Achtergrond van de uitvinding.
10 Stimulatie heeft betrekking op de behandeling van geologische formaties om het terugwinnen van koolwaterstoffen te verbeteren. Gebruikelijke stimulatietechnieken omvatten het verbreken van de put alsmede verzurings-handelingen.
Het verbreken van de formatie wordt tot stand gebracht door het in 15 de boorschacht van een olie- of gasput pompen van vloeistoffen onder hoge druk om breuken in de gesteenteformatie, die het boorgat omringt, te bewerkstelligen. De breuken strekken zich vanaf het boorgat naar buiten uit, in het bijzonder van enkele tot honderden meters, en vergroten het oppervlaktegebied waaruit olie of gas naar de put toestroomt.
20 In het bijzonder is de breukvloeistof (“fracturing liquid”)een verknoopt polymeer dat in de gelvorm is gebracht om de viscositeit hiervan te verhogen. Verknoopte gels zijn in staat om de hoge temperatuuromstandigheden, die gebruikelijk in diepe olie- en gasputten worden aangetroffen, te doorstaan waarbij een geringe verlaging in de viscositeit optreedt. Nadat de breukvloeistof in 25 de formatie is geïnjecteerd om de breuk tot stand te brengen, wordt de viscositeit van de vloeistof verlaagd door middelen die de gel verbreken. Dergelijke bestanddelen verbreken de in de gelvorm gebrachte vloeistof zodat deze gemakkelijk kan worden verpompt en uit de put kan worden verwijderd. Vaak worden breukkatalysatoren (“breaker catalysts”) toegepast om de middelen voor het 30 verbreken van de gel te activeren.
In bepaalde formaties kunnen waterige zuuroplossingen worden toegepast om de permeabiliteit van de formatie te verbeteren waardoor de productie wordt verhoogd. Deze zuren worden vaak gecombineerd met de polymeergels die bij breukvorming worden toegepast ter verschaffing van een zure breukvloeistof.
1 0 3 0 385 * » 2
Een van de voordelen van het combineren van de waterige zuuroplossingen met in de gelvorm gebrachte breukvloeistoffen is dat de in de gelvorm gebrachte vloeistof de reactie van het zuur met de formatie onderdrukt of verlaagt. Dit is gunstig omdat het zuur anders te snel zal reageren waardoor het zuur met een zeer geringe 5 penetratie in de formatie zal achterblijven. Eenmaal op zijn plaats wordt de viscositeit van de vloeistof zodanig verlaagd dat het zuur wordt vrijgemaakt om te reageren met schade aan de formatie of een andere huidlaag die aanwezig is op het vlak van de nieuw gevormde breuken en om de permeabiliteit van de gevormde strata te verbeteren.
10 Als aanvulling op breuk- en verzuringshandelingen omvat stimulatie verder technieken voor het verhogen van oliewinning, alsook waterbeheersings-behandelingen. Ten aanzien van de laatstgenoemde wordt de stroming van overmaat water voorkomen terwijl de stroming van geproduceerde koolwaterstoffen uit de put wordt verhoogd. Bijvoorbeeld openbaren het Amerikaans octrooischrift 15 5.228.812 en de Amerikaanse octrooiaanvrage 2004/0177957 een chemische behandeling die waterproductie selectief reduceert door gebruik te maken van relatieve permeabiliteitsmodificatiemiddelen (RPM). RPM zijn in het algemeen in water oplosbare polymeren voorzien van een geladen uiteinde die bijdraagt aan het binden van RPM aan de geologische gesteenteformatie.
20 Stimulatiemethoden omvatten vaak de toepassing van speerpuntvloeistoffen (“spearhead fluids”) die in het bijzonder zijn samengesteld uit een waterige basisvloeistof en chemische toevoegmiddelen. Speerpuntvloeistoffen gaan vooraf aan de introductie van stimulatievloeistoffen. Speerpuntvloeistoffen kunnen bijvoorbeeld aan de introductie van RPM voorafgaan. De speerpuntvloeistof 25 verwijdert daardoor zware oliebezinksels in het nabijgelegen boorgat en oliefilms in de porieruimtes van het gesteente. De RPM wordt vervolgens geïntroduceerd en is in staat tot een meer sterkere hechting aan het gesteente.
In tegenstelling tot stimulatie verwijst remediatie naar de verwijdering van ongewenste bezinksels uit de putopening of het boorgat en 30 productieapparatuur. Remediatie omvat waterstofsulfidemitigatie. Dergelijke ongewenste bezinksels vormen zich en accumuleren in de putopening, productie- en terugwinningsapparatuur en omhulling van het boorgat. Bijvoorbeeld wordt zeer toxische waterstofsulfide tijdens de ontleding van organisch materiaal gevormd. Als aanvulling op waterstofsulfide worden andere ongewenste boorputproducten | ♦ t 3 gevormd, zoals scale, paraffinen, fijne deeltjes, pipe-dope of leidingdotering, zwavel, zware olieachtige teerbijproducten en waterblokken. Dergelijke geaccumuleerde bezinksels beïnvloeden de productiviteit en worden in het bijzonder verwijderd voordat cementeren plaatsvindt, of introductie van voltooiingsvloeistoffen 5 (“completion fluids”) in het boorgat. Behandelingsvloeistoffen van het type remediatie worden verder in het bijzonder toegepast om dergelijke ongewenste bezinksels te verwijderen voordat de introductie van stimulatievloeistoffen plaatsvindt.
Na het voltooien van boor- en cementeringshandelingen is het vaak 10 gewenst om het boorvloeistofsysteem te vervangen door een voltooiings-vloeistofsysteem. Voltooiing vereist vaak de toepassing van een zogenaamde verdichtingsvloeistof (“packer fluid”) in de annulaire ruimte tussen de omhulling en de productieleiding. Ontwerpen van putvoltooiingen en reservoiromstandigheden omvatten aanvaardbare gehaltes van de hoeveelheid deeltjes in zogenaamde 15 verdichtingsvloeistoffen. De vereiste zuiverheid van deze vloeistof kan variëren van enkele honderden nefelometrische troebelheidseenheden (NTU) tot 10-20 NTU.
Het vervangen of verplaatsen van een boorvloeistof door een voltooiingsvloeistof kan in een aantal stappen worden uitgevoerd. In het bijzonder wordt de boorvloeistof eerst vervangen door een omhullingreinigingsvloeistof. 20 Behandeling met zeewater vindt gebruikelijk vervolgens plaats. Het zeewater kan vervolgens worden vervangen door een verdichtingsvloeistof. Volledige vervanging van een vloeistof door een andere vloeistof onder toepassing van hydraulische kracht is in de annulaire ruimte lastig tot stand te brengen. Om een meer efficiënte vervanging van de boorvloeistof door een verdichtingsvloeistof tot stand te brengen, 25 worden reinigingsvloeistoffen met een verscheidenheid aan chemische toevoegmiddelen gepompt tussen de boorvloeistof en de verdichtingsvloeistof. De chemische toevoegmiddelen dienen voor het dispergeren en het verbreken van de vaste bestanddelen in de boorvloeistof. Bovendien dienen zij voor het verlagen van de oppervlakte-activiteit tussen de twee vloeistoffen.
30 Behandelingsvloeistoffen voor putten die op dit moment voor stimulatie en remediatie worden toegepast, alsook vloeistoffen voor het verwijderen van boormodderstromen (“drilling muds”) afkomstig van de putopening, voordat cementeren of introductie van een voltooiingspekeloplossing (“completion brine”) plaatsvindt, zijn niet biodegradeerbaar of zijn minder effectief dan gewenst. Er j 4 » .
bestaat een continue behoefte aan meer werkzame methoden en systemen voor het vervangen van boorvloeistof, het verbeteren van olieterugwinning, remediatie van putopening en formatiestimulatie. In het bijzonder bestaat er een behoefte aan nieuwe systemen die biodegradeerbaar zijn.
5 Een verbeterd rendement in putremediatie en -stimulatie wordt verkregen door de introductie van een biodegradeerbaar vloeistofsysteem in de putopening. Het vloeistofsysteem is geschikt voor het verwijderen van pipe-dope en koolwaterstoffen, op olie gebaseerde en op synthetische olie gebaseerde boormodderstromen en het oplossen van paraffinen en asfaltenen. Het kan verder 10 worden toegepast als een vervangingsspacersysteem (“displacement spacer system”), als een enkelvoudige spacer of als een meervoudige spacer in combinatie met een tweede vloeistof, ter verwijdering van op olie/synthetische olie gebaseerde modderkoek en koolwaterstof-verbindingen, voordat cementeren plaatsvindt of voordat introductie van een voltooiingspekeloplossing wordt uitgevoerd.
15 Bovendien is het vloeistofsysteem volgens de onderhavige uitvinding geschikt als een speerpuntvloeistof voor de verwijdering van ongewenste bezinksels of koolwaterstoffen voordat de introductie van een stimulatie (of een andere putbehandelings) vloeistof plaatsvindt.
Het vloeistofsysteem voor toepassing in de onderhavige uitvinding 20 draagt verder bij aan waterbeheersing en fungeert als een breukkatalysator voor het verlagen van de viscositeit van breukvloeistoffen en andere in de gelvorm gebrachte, putbehandelingvloeistoffen door verlaging van de pH-waarde. Anderzijds kan het vloeistofsysteem functioneren met breukmiddelen van het type enzym. Wanneer de pH-waarde van het vloeistofsysteem wordt verlaagd, worden de 25 enzymen geactiveerd die een verlaging in de viscositeit van de breukvloeistoffen, of andere, in de gelvorm gebrachte putbehandelingsvloeistoffen bewerkstelligen.
Het biodegradeerbare vloeistofsysteem is verder geschikt voor het vervangen of verplaatsen van op synthetische en op olie gebaseerde boormoddersystemen uit de annulaire ruimte en omhulling.
30 Het vloeistofsysteem bevat een vetzuurester. De voorkeur verdienende vetzuurester is een C^^-alkylester van een C16-C20-vetzuur, zoals een ester van olie- of linolzuur. In een de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm is de vetzuurester methylsojaat.
Het vloeistofsysteem kan verder een lactaatester en/of een 5 oppervlakte-actief middel bevatten. De melkzuurester is bij voorkeur een C^C^ester van melkzuur, zoals ethyllactaat. Het oppervlakte-actief middel is bij voorkeur een niet-ionisch oppervlakte-actief middel.
Het vloelstofsysteem kan een emulgeermiddel bevatten. Het 5 emulgeermiddel is in het bijzonder anionisch, niet-ionisch of amfoteer.
Het vloeistofsysteem kan verder bestaan uit een olie-in-water micro-emulsie die eventueel een alcohol kan bevatten.
Het in de onderhavige uitvinding toegepaste vloeistofsysteem verdringt de op synthetische en op olie gebaseerde boormoddersystemen uit de 10 annulaire ruimte en omhulling, alsook verhoogt de productie van koolwaterstoffen uit olie- en gasputten door het beheersen van ongewenste bodemputproducten die worden ondervonden gedurende de productie van koolwaterstoffen uit dergelijke reservoirs. De vloeistofsystemen volgens de onderhavige uitvinding vertonen hoge vlampunten, in het algemeen hoger dan 145 °C. Daarnaast bezit het 15 vloeistofsysteem volgens de onderhavige uitvinding een gering gehalte vluchtige organische verbindingen (VOC) en zij vertoont een zeer geringe waterige toxiciteit. De vloeistofsystemen volgens de onderhavige uitvinding zijn dus in het bijzonder geschikt in milieugevoelige gebieden, alsook in gebieden waar een hoog vlampunt noodzakelijk is.
20 Het systeem bevat een vetzuurester. Het kan verder worden gecombineerd met een of meer emulgeermiddelen en water ter vorming van een gestabiliseerde olie-in-water micro-emulsie. De micro-emulsie vertoont stabiliteit bij hoge temperaturen. Bijvoorbeeld is gebleken dat een heldere stabiele emulsie met een 30 vol.% belading van het vloeistofsysteem stabiel is bij een temperatuur van 25 82 °C en tot 4 °C gedurende een periode van vier uren.
De stabiele vetzuuresters zijn de CrC4-esters van C16-C20-vetzuren, inclusief eetbare plantaardige oliën. Dergelijke oliën kunnen een smeltpunt van -10 °C of minder bezitten. De voorkeur verdienende, eetbare plantaardige oliën worden gekozen uit de groep bestaande uit graan, kokosnoot, mosterd, palmolie, 30 “neem”, niger seed", olijf, pinda, papaverzaad, saffloer, raapzaad, sesam, sojaboon, zonnebloemzaad, tarwekiemolie en andere meervoudig onverzadigde verbindingen bevattende oliën (zoals oliezuur, linolzuur, erucazuur en linoleenzuur).
De C16-C20 -vetzuur kan verder een mengsel van oliën zijn. Eetbare plantaardige oliën die een mengsel van 70 gew.% tot ongeveer 90 gew.% olie- en ' » 6 linoleenzuren bevatten verdienen vaak de voorkeur. Sojaboonolie, die in principe uit olie- en linoleenzuren is samengesteld, is een gewenst C16-C20-vetzuur. Een methylester is een de voorkeur verdienende C^C^groep. Een bijzondere vetzuurester is sojaboonmethylester of sojamethylester. Sojamethylester wordt 5 verkregen uit het veresteren van sojaboonolie. Dergelijke vetzuren zijn niet-toxisch en biodegradeerbaar.
De vetzuurester kan verder met een lactaatester worden gecombineerd. Het resulterende mengsel kan in combinatie met een co-oplosmiddelmengsel worden toegepast. De melkzuurester is bij voorkeur een 0Γ04-10 ester van melkzuur. Voorbeelden van C^C^alcoholen ter bereiding van de melkzuurester omvatten methanol, ethanol, propanol, isopropanol, allylalcohol, butanol, 3-buteen-1-ol, t-butanol en sec-butanol. (Dergelijke alcoholen zijn verder de voorkeur verdienende alcoholen ter bereiding van de vetzuuresters). In een met name de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm is de melkzuurester ethyllactaat. 15 Ethyllactaat is de ester van natuurlijk melkzuur verkregen door fermentatie van een van graan afgeleide voeding. Net zoals de vetzuuresters zijn melkzuuresters 100% biodegradeerbaar, zij breken af in koolstofdioxide en water, zijn niet toxisch en opnieuw toepasbaar.
Indien aanwezig, is de melkzuurester aanwezig in een hoeveelheid 20 van ongeveer 20 gew.% tot ongeveer 75 gew.% en de vetzuurester in een hoeveelheid van ongeveer 10 gew.% tot ongeveer 80 gew.% van het mengsel. Volgens andere uitvoeringsvormen zijn de twee co-oplosmiddelen elk aanwezig in een hoeveelheid van ongeveer 40 gew.% tot ongeveer 60 gew.% van de samenstelling. In een de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm bedraagt de 25 gewichtsverhouding tussen melkzuuresterrvetzuurester ongeveer 35:65 tot 65:35, in het bijzonder 50:50.
De vetzuurester kan verder worden gecombineerd met een oppervlakte-actief middel. De resulterende vloeistof kan verder de melkzuurester, zoals hiervoor weergegeven, bevatten. In een de voorkeur verdienende 30 uitvoeringsvorm is het oppervlakte-actieve middel niet-ionisch. Niet-ionische oppervlakte-actieve middelen met HLB tussen ongeveer 1 en ongeveer 30 verdienen de voorkeur, met name oppervlakte-actieve middelen met een HLB tussen ongeveer 10 tot ongeveer 20. De voorkeur verdienende, niet-ionische oppervlakte-actieve middelen omvatten oxygealkyleerde alkylfenolen, zoals i 7 ' .
octylfenolpolyetheenoxide-ethers en nonylfenolpolyetheenoxide-ethers, alsook lineaire alcoholpolyetheenoxide-ethers en sorbitanmono-oleaatpolyethyleenoxide-ethers. Dergelijke niet-ionische oppervlakte-actieve middelen omvatten oppervlakte-actieve middelen in de handel gebracht onder de naam TERGITOL, TRITON, BRIJ 5 en MAKON. Indien aanwezig, ligt het gewichtspercentage niet-ionisch oppervlakte-actief middel, op basis van het totale gewicht van C^C^ester van een C16-C20-vetzuurester en oppervlakte-actief middel, tussen ongeveer 1 tot ongeveer 8%.
Het vloeistofsysteem kan verder thixotropische middelen en middelen voor het instellen van de pH-waarde, indien gewenst, bevatten.
10 Bijvoorbeeld kunnen de vloeistofsystemen tussen 0 gew.% tot ongeveer 10 gew.% verdikkingsmiddel bevatten. De voorkeur verdienende thixotropische middelen zijn polysacharidederivaten met niet-ionische functionaliteiten, zoals alkylalcohol- of ethergroepen. Voorbeelden van verdikkingsmiddelen zijn methylcellulose, hydroxyethylcellulose, hydroxypropylcellulose, hydroxypropylmethylcellulose, graan-15 zetmeel, hydroxyethylgraanzetmeel en hydroxypropylgraanzetmeel.
Het vloeistofsysteem kan een homogene vloeistof of gel bij 0 *C zijn. Het kan verder een vlampunt hoger dan 60 ‘C, bij voorkeur hoger dan 66 *C bezitten.
Het vloeistofsysteem kan ook als een concentraat worden 20 toegepast en kan als zodanig worden gemengd met tot ongeveer 30 gew.% water, voordat gebruik plaatsvindt. Het vloeistofsysteem kan verder worden geëmulgeerd, voordat gebruik plaatsvindt.
In het bijzonder kan het in de onderhavige uitvinding toegepaste vloeistofsysteem in de vorm van een micro-emulsie zijn, gedefinieerd als een 25 meerfasensysteem, bestaande uit water, co-oplosmiddelmengsel, emulgeer-middel(en) en alcohol, en is een transparante en thermodynamisch stabiele vloeibare oplossing. Micro-emulsies kunnen worden beschouwd als kleinschalige versies van emulsies, te weten druppeltype dispersies van olie-in-water met een gemiddelde deeltjesafmeting variërend in de orde van ongeveer 5 tot ongeveer 30 50 nm voor wat betreft de straal van de druppel. In emulsies groeit de gemiddelde druppelafmeting continu als functie in de tijd zodat fasescheiding uiteindelijk zal plaatsvinden. De druppels van de emulsies zijn in het algemeen groot (> 0,1 micrometer) en vertonen vaak een melk- of troebelachtig, eerder dan een doorschijnend, uiterlijk, zoals in micro-emulsies wordt waargenomen.
' .
8
Het emulgeermiddel verlaagt de intergrensvlakspanning tussen olie en water ter verschaffing van een voldoende geringe druppelafmeting, van ongeveer 3 micrometer tot ongeveer 20 micrometer, bij voorkeur ongeveer 10 micrometer of minder in diameter. Het emulgeermiddel moet in staat zijn tot het creëren van een 5 olie-in-water micro-emulsies na combinatie met een geschikte hoeveelheid water. De voorkeur verdienende emulgeermiddelen zijn biodegradeerbaar en bezitten een HLB (hydrofiel-lipofiel-evenwicht) waarde tussen ongeveer 8 tot ongeveer 18.
indien toegepast kunnen dergelijke emulgeermiddelen in de gevormde emulsie aanwezig zijn in een hoeveelheid van ongeveer 200 ppm tot 10 ongeveer 10.000 ppm.
De emulgeermiddelen kunnen anionisch, niet-ionisch, amfoteer alsook mengsels hiervan zijn. Mengsels van zowel niet-ionische als anionische emulgeermiddelen bleken in de meeste situaties de druppelafmeting te doen verlagen. Wanneer een dergelijk mengsel wordt toegepast, bedraagt een de 15 voorkeur verdienende verhouding tussen niet-ionisch en anionisch emulgeermiddel ongeveer 5/95 tot ongeveer 95/5, bij voorkeur ongeveer 50/50 tot ongeveer 85/15.
Elk geschikt, niet-toxisch anionisch emulgeermiddel kan in dergelijke mengsels worden toegepast. De voorkeur verdienende anionische emulgeermiddelen omvatten, maar zijn hiertoe niet noodzakelijkerwijs beperkt, de 20 emulgeermiddelen gekozen uit de groep bestaande uit alkylsulfaatverbindingen, alkaansulfonaatverbindingen, alkylarylsulfonaatverbindingen en fosfaatester-verbindingen omvattende ongeveer 8 tot ongeveer 18 koolstofatomen, bij voorkeur ongeveer 8 tot ongeveer 12 koolstofatomen.
Geschikte anionische emulgeermiddelen omvatten de natriumalkyl-25 benzeensulfonaatverbindingen, sulfobarnsteenzuuresters, zoals natriumdioctyl-sulfosuccinaat en dergelijke. Dioctylsulfosuccinaat met een HLB-waarde groter dan ongeveer 13 verdient de voorkeur.
Geschikte niet-ionische emulgeermiddelen zijn emulgeermiddelen gebaseerd op vetalcoholen. Bijvoorbeeld is een de voorkeur verdienend niet-ionisch 30 emulgeermiddel van het type vetalcoholethoxylaat zoals een emulgeermiddel met 6-mol ethoxylering op een 12-koolstofalcohol. Een voorbeeld van een met name geschikte vetalcoholethoxylaat is talkalcoholethoxylaat met 2 of 3 mol ethyleenoxide.
Verder geschikt als de niet-ionische emulgeermiddelen zijn alkyl- en 9 ' , alkylarylpolyetheralcoholen, zoals lineaire of vertakte polyoxyetheenalcoholen, met name bij voorkeur lineaire polyoxyetheenalcoholen, omvattende (a) van ongeveer 8 tot ongeveer 30, bij voorkeur ongeveer 8 tot ongeveer 20, koolstofatomen, en (b) omvattende ongeveer 3 tot ongeveer 50 mol, met name bij voorkeur ongeveer 3 tot 5 ongeveer 20 mol etheenoxide. Met name de voorkeur verdienende, niet-ionische emulgeermiddelen zijn lineaire polyoxyetheenalcoholen met ongeveer 13 tot ongeveer 15 koolstofatomen en die ongeveer 10 mol etheenoxide omvatten. Verder omvatten de voorkeur verdienende emulgeermiddelen nonylfenolethoxylaat met een HLB-waarde van ongeveer 16 en omvattende 20 etheenoxide-eenheden per 10 molecuul, octylfenolethoxylaat met een HLB-waarde groter dan 13,5 en nonylfenolethoxylaat met een HLB-waarde groter dan 13.
Volgens een andere, de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm zijn de niet-ionische emulgeermiddelen een combinatie van alkylarylethoxylaat en een polyetheenglycol (PEG) ester van vetzuren. Het alkylarylethoxylaat is bij voorkeur 15 octyl-, nonyl- of dodecylfenol met 3 tot 13 mol etheenoxide, terwijl de PEG-ester een molecuulgewichtsgebied 200-600 bezit, met een of twee mol onverzadigde vetzuren.
Als olie-in-water emulgeermiddelen verdienen verder de voorkeur polyoxyetheensorbitanmonopalmitaat, polyoxyetheensorbitanmonostearaat, polyoxyetheensorbitanmono-oleaat, lineaire alcoholalkoxylaten, alkylethersulfaten, 20 lineaire nonylfenolen, dioxaan, etheenglycol en geëthoxyleerde castoroliën, zoals polyetheenglycolcastorolie, dipalmitoylfosfatidylcholine (DPPC), polyoxyetheen (8,6) nonylfenylether, etheenoxidesulfonaten (te weten alkylpropoxy-ethoxysulfonaat), alkylpropoxy-ethoxysulfaat, alkylarylpropoxy-ethoxysulfonaat en sterk gesubstitueerde benzeensulfonaten.
25 Voorbeelden van amfotere emulgeermiddelen die voor de onderhavige doelstellingen geschikt zijn, zijn polyethoxylineamine- en oxy-geëthyleerde natriumzouten.
Hoewel het bekend is dat de hiervoor vermelde emulgeermiddelen een breed gebied van fysische eigenschappen bedekken en emulgeer-30 mogelijkheden over een breed gebied verschaffen, kan een evenwicht tussen twee redelijk verschillende emulgeermiddelen een veel groter effect tot stand brengen dan een tussenliggend emulgeermiddel. In het bijzonder gewenste resultaten worden bijvoorbeeld verkregen door gebruik te maken van een vetalcohol en i dioctylnatriumsulfosuccinaat.
* * 10
De micro-emulsies kunnen verder een voldoende hoeveelheid van een relatief sterk zuur bevatten om de pH-waarde van het vloeistofsysteem te verlagen naar een waarde van ongeveer 4 of minder, bij voorkeur naar een waarde van ongeveer 2 of minder tot ongeveer 3 of minder, met name bij voorkeur tot 5 ongeveer 1 of minder. Relatief sterke zuren omvatten, maar zijn hiertoe niet noodzakelijkerwijs beperkt, fosforzuur, zoutzuur, zwavelzuur, salpeterzuur en dergelijke. Een de voorkeur verdienend zuur is fosforzuur.
Het alcoholbestanddeel van de micro-emulsie dient als een koppelingsmiddel tussen het co-oplosmiddelmengsel en het emulgeermiddel 10 waardoor de micro-emulsie wordt gestabiliseerd. De alcohol verlaagt ook het vriespunt van de micro-emulsie ter behandeling van de put. Hoewel isopropanol op dit moment de voorkeur verdient, omvatten alternatieve geschikte alcoholen primaire, secundaire en tertiaire alcoholen tussen 1 en 20 koolstofatomen, zoals t-butanol, n-butanol, n-pentanol, n-hexanol en 2-ethylhexanol. Andere additieven die 15 het bevriezen voorkomen kunnen aanvullend of als alternatief worden toegevoegd, zoals detergentreeksalcoholen, ethoxylaat, etheenglycolen (EG), polyetheen-glycolen (PEG), propeenglycolen (PG) en triëtheenglycolen (TEG), waarbij triëtheenglycol op dit moment de voorkeur verdient.
De micro-emulsie omvat bij voorkeur 0 gew.% tot ongeveer 20 15 gew.% sterk zuur; ongeveer 10 gew.% tot ongeveer 70 gew.%, bij voorkeur ongeveer 65 gew.%, emulgeermiddel(en); ongeveer 10 gew.% tot ongeveer 50 gew.% lactaatester/vetzuurestermengsel; ongeveer 25 gew.% tot ongeveer 45 gew.% alcohol en, de resterende hoeveelheid, water. De micro-emulsie kan verder eventueel een zout omvatten.
25 De toevoeging van een zout aan het vloeistofsysteem reduceert de vereiste hoeveelheid water en verlaagt ook het vriespunt van de micro-emulsie ter behandeling van de put. Tot de zouten die kunnen worden toegevoegd behoren NaCI, KCI, CaCI2 en MgCI. Andere geschikte zouten kunnen uit K-, Na-, Br, Cr-, Cs-en Bi-metalen worden gevormd.
30 De micro-emulsies kunnen worden bereid door het onderwerpen van het emulgeermiddel, de emulgeermiddelen, alcohol en eventuele bestanddelen aan afschuifkrachten van hoge intensiteit bij kamertemperatuur, in het bijzonder gedurende ongeveer 5 tot ongeveer 10 minuten. Het mengsel van melkzuurester en | vetzuurester wordt vervolgens toegevoegd en het uitoefenen van afschuifkrachten 11 ’ .
wordt voortgezet. Water wordt vervolgens toegevoegd, in het bijzonder na ongeveer 5 tot 10 minuten. De resulterende micro-emulsie is in het bijzonder kleurloos.
Bovendien zal het duidelijk zijn dat in bepaalde toepassingen het gewenst kan zijn om het mengsel van melkzuurester en vetzuurestermengsel 5 beneden in de put te introduceren alwaar het zal worden gecombineerd met afzonderlijk geïnjecteerd water en op water gebaseerde materialen, zoals emulgeermiddel(en) en alcohol, ter vorming van de micro-emulsie in situ.
In putremediatie-toepassingen wordt het vloeistofsysteem bij voorkeur direct in de putopening geïnjecteerd via de productieleiding of door het 10 gebruik van gekoeld leidingwerk of soortgelijke toevoermechanismen. Eenmaal beneden in de put herstelt het putbehandelingsvloeistofsysteem schade veroorzaakt tijdens de putbehandeling, zoals bijvoorbeeld door stimulatievloeistoffen en boorvloeistofmodderstromen, door het dispergeren en verwijderen van fijne deeltjes, paraffinen en/of asfalteenbezinksels, zwavel, pipe-dope en ongewenste 15 koolwaterstofverbindingen, zoals zware olie-teer-bijproducten en waterblokken, uit de formatie en putopening.
Het vloeistofsysteem kan verder worden toegepast voor waterstofsulfidemitigatie. In een de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm wordt het vloeistofsysteem in de putopening geïnjecteerd zodat ontsnappend waterstof-20 sulfidegas door het systeem wordt “gestript”. Bij voorkeur wordt het vloeistofsysteem periodiek geïnjecteerd in problematische putten om waterstofsulfide-productie te beperken. Anderzijds kan het vloeistofsysteem volgens een continue wijze onder in de opening worden geïnjecteerd via capillair leidingwerk. Volgens nog een andere uitvoeringsvorm kan het vloeistofsysteem in een container worden geplaatst die in 25 vloeistofverbinding staat met waterstofsulfide. De interactie tussen het vloeistofsysteem en waterstofsulfide neutraliseert de verbetering van olieterugwinning en is bruikbaar in waterstofsulfide waardoor een inerte zwavelverbinding als een product van de reactie wordt achtergelaten. Een deel of de totale hoeveelheid water in het vloeistofsysteem kan verder door een bekend middel voor het wegvangen van 30 waterstofsulfide worden vervangen. Bijvoorbeeld kunnen vele cyclische aminen, zoals triazinen en hexaminen, in combinatie met water worden toegepast om waterstofsulfidemitigatie verder te verbeteren.
Het putbehandelingsvloeistofsysteem kan ook in stimulatie-handelingen worden toegepast. In breukoperaties kan bijvoorbeeld een drijfmiddel * * 12 (“proppant”) aan het systeem worden toegevoegd voordat injectie beneden in de put plaatsvindt. Het putbehandelingsvloeistofsysteem kan ook worden toegepast om zuren tijdens verzuringsoperaties af te geven. Gebruikelijk toegepaste zuren omvatten zoutzuur, azijnzuur, mierenzuur en zoutzuur-waterstoffluorzuren.
5 Wanneer een micro-emulsie gewenst is, kunnen het co- opiosmiddelmengsel en emulgeermiddel en alcohol worden gecombineerd met een verzuurde dragervloeistof ter bereiding van een micro-emulsie die voor verzuringsoperaties geschikt is. Dergelijke micro-emulsies omvatten ongeveer 0,2 vol.%-15 vol.% van het mengsel en ongeveer 3 vol.%-28 vol.% zuur. In een 10 bijzonder de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm omvat de micro-emulsie ongeveer 0,2 vol.%-15 vol.% van het mengsel en ongeveer 15 vol.% zoutzuur. Het gehalte putbehandelingsmicro-emulsie in gelvormige vloeistoffen verlaagt de wrijving veroorzaakt door contact met leidingwerk waardoor de injectie en de onttrekken van de putbehandelingsmicro-emulsie wordt vergemakkelijkt.
15 Het vloeistofssyteem volgens de onderhavige uitvinding is geschikt voor het verhogen van olieterugwinning en heeft de beschikking over de toepasbaarheid als een speerpuntvloeistof en kan aldus worden geïntroduceerd voordat de introductie van een putbehandelingsvloeistof plaatsvindt. Bijvoorbeeld is het vloeistofsysteem geschikt als een speerpuntvloeistof ter verwijdering van 20 geproduceerde koolwaterstofverbindingen voordat een waterbeheersings- behandeling wordt uitgevoerd. Deze behandeling dient verder voor het voorkomen van het verbreken of emulgeren van de vervolgens geïnjecteerde waterbeheersingsvloeistof ten gevolge van menging met de geproduceerde olie.
Het systeem is verder effectief ten aanzien van het verminderen van 25 waterblokken, de verwijdering van een overmaat hoeveelheid water en het verlagen van poriedruk in de formatie.
Het in de onderhavige uitvinding toegepaste vloeistofsysteem is geschikt voor het verlagen van de viscositeit van elke gelvormige vloeistof voor het behandelen van putten. Bijvoorbeeld is het putbehandelingsvloeistofsysteem 30 geschikt als een breukkatalysator voor zeer viskeuze verknoopte gels om de viscositeit van vloeistoffen te verlagen door verlaging van de pH-waarde van het systeem. Deze handeling treedt op bij de conversie van de melkzuurester in melkzuur, die op zijn beurt de pH-waarde verlaagt. Het verlagen van de pH-waarde dient om de viscositeit van de gelvormige vloeistof te reduceren door het omkeren » 13 van de verknoping van de breukvloeistoffen. Gewenste materialen, zoals olie en gas, stromen vervolgens gemakkelijker in de putopening.
Bovendien, wanneer een enzymverbreker wordt toegepast, veroorzaakt de toepassing van het vloeistofsysteem volgens de onderhavige 5 uitvinding een verlaging in de pH-waarde als functie van de tijd. Wanneer de pH-waarde wordt verlaagd, dan worden de enzymen geactiveerd. Na activering dienen de enzymen om de gel te verbreken. Het oplosmiddelsysteem kan aldus worden toegepast om gelbrekers, zoals enzymen, te activeren om de viscositeit van een breukvloeistof of in de gelvorm gebracht vloeistofsysteem te verlagen.
10 Volgens een de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm wordt het vloeistofsysteem toegepast om de boorvloeistof te vervangen door een voltooiings-vloeistof die in de put wordt gepompt voordat introductie van een verdichtingsvloeistof plaatsvindt, indien toegepast. Het vloeistofsysteem heeft de beschikking over een bijzondere toepasbaarheid bij het verwijderen van op 15 synthetische olie gebaseerde modderstromen (SOBM) en op olie gebaseerde modderstromen (OBM) afkomstig van de omhulling van het boorgat, leidingwerk en onder in de put gelegen bekledingen in het licht van het vermogen hiervan om gemakkelijker emulsies en andere toevoegmiddelen, aanwezig in de modder, te verbreken. In een met name de voorkeur verdienende uitvoeringsvorm van de 20 onderhavige uitvinding is het vloeistofsysteem een micro-emulsie die wordt toegepast voor verwijdering van OBM/SOBM boormoddervloeistoffen. Indien toegepast als een micro-emulsie, moet het emulgeermiddel afhankelijk van de op olie of op water gebaseerde boorvloeistoffen worden toegepast.
Het systeem is verder werkzaam bij het verlagen van de dichtheid 25 van filterkoeken gedurende hoge druk injectie van gelvormige vloeistoffen in de putopening.
Het vloeistofsysteem kan ook voor andere applicaties worden gebruikt, zoals schone, aan het oppervlak geplaatste en onder in de put aanwezige apparatuur.
30 De volgende voorbeelden zullen de werking van de onderhavige uitvinding volgens de voorkeur verdienende uitvoeringsvormen toelichten. Andere uitvoeringsvormen binnen de beschermingsomvang van de conclusies zullen voor een deskundige op dit gebied duidelijk zijn na bestudering van de beschrijvingsinleiding en de uitvoering van de uitvinding zoals hierin beschreven. Het 14 is de bedoeling dat de beschrijving, samen met het voorbeeld, dat slechts als een toelichting dient, het wezen van de onderhavige uitvinding weergeeft, waarbij de beschermingsomvang wordt aangegeven door de hiernavolgende conclusies. Voorbeelden.
5 In de voorbeelden werden de volgende bestanddelen toegepast:
SoyGold 1000, een product van AG Environmental, dat sojaboon-methylester bevat en in het bezit is van een vlampunt hoger dan 150 ’C, een VOC van 7,29% (64 g/l), en een kookpunt van 333 °C;
SoyGold 2000, een product van AG Environmental, dat sojaboon-10 methylester en 3 gew.% oppervlakte-actief middel bevat in het bezit is van een vlampunt hoger dan 150 °C, een VOC van 4,3 g/l en een kookpunt van 334 'C;
VertecBio Gold #1, een product van Vertec Gold, dat 50 vol.% ethyllactaat en 50 vol.% sojaboonmethylester bevat en in het bezit is van een vlampunt van 65,6 *C, een VOC van 604 g/l en een kookpunt van 144,4 °C; 15 Paravan 25, een op terpeen gebaseerd oplosmiddel, in de handel verkrijgbaar via BJ Services Company;
Synperonic 91/6, een vetalcoholethoxylaat, in de handel verkrijgbaar via Uniqema;
Monawet MO-70R, samengesteld uit dioctylnatriumsulfosuccinaat en 20 propeenglycol, in de handel verkrijgbaar via Uniqema,
Monawet MM-80, samengesteld uit een sulfosuccinaat, in de handel verkrijgbaar via Uniqema,
Nova Plus is een boorvloeistof of boormodderstroom van M-l Swaco, EOG is een boorvloeistof van Enron Oil & Gas, en 25 Synteq is een boorvloeistof van Baker Hughes Inteq.
Alle percentages zijn op basis van gewicht tenzij anders aangegeven.
Voorbeelden 1-4.
Rendementstudies naar de verwijdering van leidingdotering (“pipe 30 dope”) werden met vier verschillende leidingdoteringmaterialen (“pipe dope materials”) uitgevoerd. Een Chan 35 viscometer-rotormantel en ring werden schoon gewogen, W1. Elk van de te onderzoeken leidingdoteringsmaterialen werden in een laag aangebracht op de vooraf gewogen Chan 35 viscometermantel, en het gewicht van de mantel en leidingdotering werden genoteerd, W2. De mantel werd op de * » 15 viscometer teruggeplaatst, zonder de inwendige bob. Het testvloeistofsysteem (Soygold 2000 en VertecBio Gold #1) werd verwarmd tot een temperatuur van 140 'F. Het verwarmingsorgaan werd vervolgens afzonderlijk rond de met leidingdotering bedekte Chan 35 mantel geplaatst totdat het vloeistofsysteem de 5 gemarkeerde vloeistoflijn bereikte.
Nadat het vloeistofniveau was bereikt werd de Chan 35 gedurende 20 minuten aangezet op een waarde van 200 omwentelingen per minuut. Na een reactieperiode van 20 minuten werd de Chan 35 uitgezet, het verwarmingsorgaan werd verlaagd en de Chan 35 mantel kon gedurende twee minuten uitlekken. Na het 10 uitlekken gedurende twee minuten werd de mantel verwijderd van de viscometer en gewogen, W3. Het verwijderingsrendement, percentage, van leidingdotering werd door middel van de volgende formule berekend: (W2-W3) / (W2-W1) x 100.
15
De resultaten van de verwijderingstesten van leidingdotering worden hierna in Tabel 1 samengevat.
Tabel I.
Rendementonderzoeken na verwijdering van leidingdotering bij 140 ‘F
20 gedurende 20 minuten
Voorbeeld Leidingdotering SoyGold VertecBio Paravan 25
Nr. 2000 Gold #1 1 API gemodificeerd 72,1% 90% 92% hoge druk hoge 25 temperatuur draad 2 326 OCR 68% 91% 84% gemodificeerd 3 Eco Lubeseal draad 97% 96% 95% verbinding 30 4__Bestolife 2000__89%__97%__95% * t 16
VertecBio Gold #1 en SoyGold 2000 waren net zo werkzaam als Paravan 25 op het gebied van het verwijderen van leidingdotering van de Chan 35 mantel. VertecBio Gold #1 bleek meer werkzaam te zijn dan het Paravan 25 oplosmiddel en het SoyGold 2000 systeem in het licht van het verwijderen van de 5 vier onderzochte leidingdoteringmaterialen.
Voorbeelden 5-12.
Chan 35 testen werden uitgevoerd voor het vaststellen van het rendement van modderverwijdering (“mud removal") van een metalen oppervlak en het reinigingsrendement van twee biologische vloeistofsystemen ten opzichte van 10 Paraven 25 oplosmiddelsysteem. De onderzoeken werden uitgevoerd met zeven, op olie gebaseerde en op synthetische olie gebaseerde boorvloeistoffen en een dik geproduceerd oliemonster bij temperaturen van 70 ‘F en 150 'F.
De Chan 35 testprocedure omvatte: (1) het wegen van de Chan 35 rotor zonder de “bob” om het begingewicht van de schone rotor vast te stellen, W1; 15 (2) het mengen van elk van de moddersystemen gedurende 30 minuten en het overbrengen van een uniform monster naar een Fann cup; en, indien gewenst, (3) het verwarmen van zowel de te onderzoeken modder/koolwaterstof en het te onderzoeken oplosmiddel tot 180 'F gedurende een periode van 30 minuten; (4) het verhogen van de Fann cup met het goed gemengde modder/koolwaterstofmonster 20 tot de aangegeven lijn op de rotor en het handhaven van de monsters onder statische condities gedurende 10 minuten; (5) het verlagen van de modder uit de rotor en het gedurende twee minuten laten druppelen; (6) het schoonvegen van het bodemoppervlak van de rotor en het wegen van de ring en de rotor voorzien van een uniforme modderlaag ondersteboven op een weegschaal en vervolgens het noteren 25 van het gewicht, W2; (7) het herplaatsen van de rotor op de Chan 35 en het plaatsen van de rotor, bedekt met een uniforme laag modder/oliemonster in een testcup, die het te onderzoeken oplosmiddel bevat, op de gewenste onderzoekstemperatuur; (8) het roteren van de rotor bij 200 omwentelingen per minuut gedurende 10 minuten en vervolgens het hieruit verwijderen uit de testoplossing; (9) het gedurende twee 30 minuten laten uitdruppelen van de rotor en het afvegen van de bodem om enige druppels te verwijderen zonder het verwijderen van de te onderzoeken modder of resterende koolwaterstoffen; (10) het verwijderen van de rotor uit de Chan 35 en het ondersteboven wegen, W3; (11) het herhalen van de methode totdat W3-waarden op het tijdstip 20 en 30 minuten zijn verkregen; (12) het berekenen van het percentage * > 17 modderverwijdering onder toepassing van de W1 W2- en W3-waarden.
Het verwijderingsrendement, % (RE %) van de testoplosmiddelen bij 70 °F en 150 °F werd onder toepassing van de volgende formule berekend: 5 RE % = (W2-W3)/(W2-W 1) x 100.
De initiële rheologiewaarden van de te onderzoeken moddermonsters en geproduceerde koolwaterstoffen, toegepast in het onderzoek van de verplaatsingsspacer, werden bij kamertemperatuur gemeten als een 10 sleutelindicator voor de moddereigenschappen en de totale conditie voor verplaatsing. De rheologische gegevens van de moddermonsters, zoals verkregen uit de Chan 35 rheometer bij 70 “F, worden hierna in Tabel II weergegeven.
15 i i ! 18
Tabel II.
Chan 35 Theologische gegevens op de onderzochte modder/koolwaterstofsystemen bij 70 ‘F.
Voorbeeld 600/300 200/100 60/30 Gel/10min 5 Nr.______Gel
5 12,5 ppg Nova Plus SOBM
64/34 24/12 12/7__2/1 1/1
6 14,0 ppg Nova Plus SOBM
48/28 19/12 8/7__3/2__3/5
10 7 14,0 ppg Synteq OBM
67/36 24/14 9/6 4/3__3/6 8 17,0 ppg Synteq OBM_ >320/217 152/79 50/27 8/5 8/17
9 15,3 ppg EOG OBM
15 217/123 62/33 27/20__8/5__6/8 10 15,0 ppg Exxon Mobil OBM_ ___ 115/66 47/25 17/10___4/3__5/12 11 15,3 ppg US Encorp_. _ 178/95 66/37 25/15 7/5 9/13 20 12 Exxon Mobil East Breaks geproduceerde olie_ __122/63 43/22__12/7 2/1 1/1
Tabel III en Tabel IV verschaffen de resultaten van de 25 verplaatsingsonderzoeken uitgevoerd met de drie verplaatsingsoplosmiddel-systemen bij 70'F en 150‘F
19 * i
Tabel lil. j
Verwijderingsrendementen van op olie gebaseerde en op synthetische olie j gebaseerde boormoddersystemen (% MRE) bij kamertemperatuur.
Voor- Boormodder- SoyGold SoyGold 2000 VertecBio Paravan 25 5 beeld systeem 1000 Gold#1
Nr. ___ 5 12,5 ppg - 10 min-85% 10 min-89% 10 min-90%
Nova Plus 6 14,0 ppg 10 min-65% 10 min-95% 10 min-96% 10 min-95% 10 Nova Plus 7 14,0 ppg 10 min-75% 10 min-90% 10 min-97% 10 min-90%
Synteq
8 17,0 ppg -- 10min-1,18% 10 min-81% 10 min-82% J
Synteq 20min-3,1% 20 min-93% 20 min-88% j 15 30 min-7,1%__ 9 15,3 ppg — 10 min-86% 10min-25% 10 min-91% EOG 20 min-93% 20 min-34% 30 min - 38% 40 min - 40% 20 10 15,0 ppg - 10 min-20% 10 min-96% 10 min-90%
ExxonMobil 20 min - 32% 30 min - 46% 40 min - 50% 11 15,3 ppg US — 10 min-16% 10 min-81% 10 min-91% 25 Encorp 20 min-21% 20 min-83% 25 min - 98% 12 ExxonMobil — 10 min-90% 10 min-90% 10 min-90% :
East Break ' geprodu- j 30 ceerde olie ; - i i i i * k 20
Tabel IV.
Verwijderingsrendementen van op olie gebaseerde en op synthetische olie gebaseerde boormoddersystemen (% MRE) bij 150 °F
Voorbeeld Nr. Boormodder- SoyGold 2000 VertecBio Paravan 25 5 systeem Gold #1 _ 5 12,5 ppg Nova 10 min-91% 10 min-91% 10 min-82%
Plus SOBM ___ 6 14,0 ppg Nova 10 min-71% 10 min-93% 10 min-93%
Plus SOBM 20 min - 79% _ 10 7 14,0 ppg 10 min-87% 10 min-100% 10 min-74%
Synteq 8 17,0 ppg 10 min-10,8% 10 min-90% 10 min-91%
Synteq 20 min-17,6% 30 min - 23,4% j ____________;__ 15 9 15,3 ppg EOG 10 min-86% 10 min-85% 10 min-88% 20 min - 94% _ 10 15,0 ppg 10 min-18% 10 min-91% 10 min-88%
ExxonMobil 20 min - 43% 20 min - 90% 11 15,3 ppg US 10 min-50% 10 min-88% 10 min-91% 20 Encorp 20 min - 84% 20 min - 93%
Geproduceerde olie 12 Exxon Mobil 10 min - 90% 10 mjn - 90% 10 min - 90% | East Break ! geproduceer- 25 de olie
VertecBio Gold #1 was net zo werkzaam op het gebied van modderverwijdering bij kamertemperatuur en 150 °F als het Paravan 25 oplosmiddel. De % MRE gegevens tonen aan dat VerterBio Gold #1 veel efficiënter ten aanzien 30 van modderverwijdering bij kamertemperatuur en 150 eF was dan het SoyGold 2000 systeem. Het verwijderingsrendement uit de Chan 35 rotormantel bij 70 °F bedroeg 85% tot 95%. Het verwijderingsrendement bij 180 *F bedroeg 88% tot 97%. Het 21 vloeistofsysteem kan als een verplaatsingspacersysteem worden toegepast, als een enkelvoudige spacer of als een meervoudige spacer in combinatie met een tweede vloeistof, om volgens effectieve wijze op olie gebaseerde/synthetische olie gebaseerde modderkoek en koolwaterstoffen te verwijderen uit een booropening 5 voordat cementeren plaatsvindt, of voordat introductie van een voltooiingspekel-oplossing, tijdens voltooiingshandelingen, plaatsvindt.
Voorbeeld 13.
VertecBio Gold # 1 en SoyGold 2000 vloeistofsystemen werden onderzocht om het vermogen voor het oplossen of dispergeren van 10 neerslagmaterialen van paraffine en asfalteen te bepalen, in vergelijking met xyleen en Paravan 25.
Een hoeveelheid van 0,5 gram paraffine of asfalteen vaste stoffen werd toegevoegd aan een houder met een volume van 50 cc. De houder werd vervolgens afgedekt en in een waterbad bij een temperatuur van 175 ‘F gedurende 15 een periode van 45 minuten geplaatst. Na de incubatieperiode van 45 minuten werden de bekers uit het waterbad verwijderd en het vloeistofsysteem werd door een Whatman filter gefiltreerd om de resterende vaste stoffen te verzamelen. Nadat het totale vloeistofvolume was gefiltreerd, werden de resterende vaste stoffen met water gewassen en gedroogd bij een temperatuur van 120 ’F. Het gewicht van de 20 resterende vaste stoffen afkomstig van elk onderzoek werd bepaald en de gewichten werden toegepast voor het berekenen van het opgeloste percentage vaste stoffen.
Tabel V verschaft de resultaten van de oplossingstesten van paraffine en asfalteen uitgevoerd met VertecBio Gold #1 en SoyGold 2000 in vergelijking met oplosmiddelen van het type xyleen en Paravan 25.
i 25 i i i | i i j 30 » 22
Tabel V.
Oplossingtesten van paraffine en asfalteen bij een temperatuur van 175 ‘F
gedurende 45 minuten.
Vaste stof Oplosmiddelsysteem Opgelost gewichtspercentage 5 asfalteen Xyleen 94% asfalteen Paravan 25 92% asfalteen SoyGold 2000 92% asfalteen VertecBio Gold #1 94% paraffine Xyleen 44% 10 paraffine Paravan 25 46% paraffine SoyGold 2000 24% paraffine VertecBio Gold #1 30%
VertecBio Gold #1 loste de onderzochte asfalteen vaste stoffen net 15 zo goed op als xyleen en enigszins beter dan Paravan 25. In de vaste stof-dispersie-testen van paraffine loste VertecBio Gold #1 een geringer percentage paraffinen op dan xyleen of Paravan 25 oplosmiddelsysteem. Echter, het was werkzaam op het paraffinemateriaal.
Aldus was VertecBio Gold #1 zeer werkzaam voor het verwijderen 20 van leidingdotering, als een vervangingreinigingsspacer voor OB- en SOBM-modderstromen, en in oplossing/dispersie van paraffine vaste stoffen als oplosmiddel. VertecBio Gold #1 was meer werkzaam in deze applicaties dan SoyGold 2000 alleen.
De biogebaseerde systeemvloeistoffen zijn 100% biodegradeerbaar 25 in kooldioxide en water en hebben de beschikking over een gering gehalte vluchtige organische verbindingen (VOC’s) en hebben tevens een geringe waterige toxiciteit. Zij zijn geschikt voor milieugevoelige gebieden, in het bijzonder indien toegepast voor het verwijderen en dispergeren of oplossen van asfaltenen en paraffinen uit producerende olie- en gasputten.
30 Voorbeelden 14-17.
Een micro-emulsieproduct dat in water onoplosbare VertecBio Gold #1 bevat illustreert de reductie in kosten van het behandelingspacersysteem. De • · 23 micro-emulsie werd bereid, bevattende 50% ethyllactaat en 50% sojaboonmethyl-esteroplosmiddel. Het mengsel werd vervolgens gemengd met een emulgeermengsel van Synperonic 91/6 en Monawet MO-70R. Synperonic 91/6 werd gemengd met Monawet MO-70R in volumeverhoudingen van 40/60, 50/50 of 60/40.
5 Dit emulgeermiddel werd vervolgens gemengd in een verhouding van 25 vol.% met oplosmiddel en water in verhoudingen van ongeveer 30% en 45% voor het totale micro-emulsiepakketsysteem.
De volgende formuleringen werden gemengd in een Waring menger onder instelling van hoge afschuifkrachten met een tien minuten durende 10 mengperiode na toevoeging van elk bestanddeel. Na de toevoeging van het laatste bestanddeel (water) werd de uiteindelijke samenstelling gemengd gedurende een aanvullende hoeveelheid van 10 minuten om een adequate hoge energie-menging voor de vorming van de micro-emulsie te waarborgen. Na het mengen werd de oplossing uitgeschonken in een glazen pot en gedurende een nacht bewaard. De 15 oplossingen werden vervolgens op stabiliteit en helderheid beoordeeld om te kunnen vaststellen of een micro-emulsie was gemengd.
Voorbeeld 14 (Totaal volume: 1000 cd.
A) 125 cc Synperionic 91/6 Totaal volume: 25%
125 cc Monawet MO-70R
20 B) 150 cc ethyllactaat Totaal volume: 30% 150 cc sojaboonmethylester (De twee oplosmiddelen werden in het begin gemengd en als één oplosmiddelsysteem toegevoegd).
25 C) 450 cc water Totaal volume: 45%.
Voorbeeld 15 (Totaal volume: 1000 cc).
A) 125 cc Synperonic 91/6 Totaal volume: 25% 30 125 cc Monawet MM-80 i - - — ------1 24 B) 150 cc ethyllactaat Totaal volume: 30% 150 cc sojaboonmethylester (De twee oplosmiddelen werden in het begin gemengd en als één oplosmiddelsysteem toegevoegd).
5 C) 450 cc water Totaal volume: 45%
Voorbeeld 16 (Totaal volume: 1000 cc).
A) 100 cc Synperionic91/6 Totaal volume: 25% 150 cc Monawet MM-80 10 B) 150 cc ethyllactaat Totaal volume: 30% 150 cc sojaboonmethylester (De twee oplosmiddelen werden in het begin gemengd en als één oplosmiddelsysteem toegevoegd).
15 C) 450 cc water Totaal volume: 45%.
Voorbeeld 17 (Totaal volume: 1000 ccl.
A) 150 cc Synperionic 91/6 Totaal volume: 25% 20 100 cc Monawet MM-80 B) 150 cc ethyllactaat Totaal volume: 30% 150 cc sojaboonmethylester (De twee oplosmiddelen werden in het begin gemengd en als één 25 oplosmiddelsysteem toegevoegd).
C) 450 cc water Totaal volume: 45%.
Formulering van stabiliteittesten.
30 Een beoordeling van de formuleringen volgens Voorbeelden 14-18 toonde aan dat de formuleringen volgens Voorbeeld 15-18 troebel waren waarbij een gedestabiliseerde laag emulgeermiddel zich bevond bovenop de oplossingen. . Echter, de formulering volgens Voorbeeld 14 was helder zonder dat een component zichtbaar was. Deze oplossing bleef helder en stabiel gedurende een i 25 incubatieperiode gedurende zes weken bij kamertemperatuur.
Stabiliteittesten betreffende verwarmen/afkoelen.
Stabiliteittesten onder verwarmen en afkoelen werden uitgevoerd voor de formulering volgens Voorbeeld 14 om te kunnen vaststellen of de micro-5 emulsie onder extreme temperaturen zou destabiliseren. De formulering werd afgekoeld naar een temperatuur van 140 "F gedurende een periode van twee uren om vioeistofkristallisatie te onderzoeken. Geen kristallisatie of bevriezen van de formulering werd waargenomen. De formulering volgens Voorbeeld 14 werd uit de koeleenheid verwijderd en verwarmd naar een temperatuur van 175 *F gedurende 10 een periode van drie uren om instabiliteit bij hoge temperatuur te onderzoeken. Geen uitbraak van bestanddelen of instabiliteit werd waargenomen na een incubatieperiode gedurende drie uren bij 175 "F.
Modderverplaatsinasonderzoek.
Een modderverplaatsings-reinigingsonderzoek werd uitgevoerd met 15 de micro-emulsie volgens Voorbeeld 14 om te kunnen vaststellen hoe goed deze emulsie de op 17,0 ppg Syntec oil gebaseerde modder verwijderde uit de mantel van de Chan 35 viscometer. De vervangingsstudies toonden aan dat bij een temperatuur van 140 ‘F na een reactieperiode gedurende 10 minuten bij 200 omwentelingen per minuut de micro-emulsieformulering volgens Voorbeeld 14 89% van de op 17,0 ppg 20 Synteq oil gebaseerde modder verwijderde uit de viscometermantel. Deze test toonde aan dat de micro-emulsie volgens Voorbeeld 14 net zo goed of zelfs beter functioneerde dan het zuivere oplosmiddel ten aanzien van het verwijderen van de op 17,0 ppg Synteq oil gebaseerde modder uit de Chan 35 mantel onder dezelfde temperatuur, tijd en omwentelingen. De eerdere testresultaten laten zien dat het 25 zuivere oplosmiddel onder dezelfde testomstandigheden ongeveer 81% van de op 17,0 ppg Synteq oil gebaseerde modder verwijderde uit de Chan 35 mantel.
Uit de hiervoor weergegeven informatie zal het duidelijk zijn dat een aantal variaties en modificaties kan worden uitgevoerd zonder het wezen en de beschermingsomvang van de onderhavige uitvinding te verlaten.
30 1 0 3 0 3 85
Claims (20)
1. Werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput met een booropening, omvattende het introduceren in de booropening van een 5 boorbehandelingsmiddel, omvattende een C,-C4 ester van een C16-C20 vetzuur.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, waarbij het boorbehandelingsmiddel verder een 0,-0, ester van melkzuur en/of een oppervlakte-actief middel omvat. |
3. Werkwijze volgens conclusie 2, waarbij het oppervlakte-actief middel niet-ionisch is.
4. Werkwijze volgens conclusie 2 of 3, waarbij het gewichtspercentage niet-ionisch oppervlakte-actief middel, op basis van het totale gewicht van CrC4 ester van een C16-C20 vetzuur en oppervlakte-actief middel, tussen ongeveer 1 en ongeveer 8% is.
5. Werkwijze volgens conclusie 4, waarbij het niet-ionisch oppervlakte-15 actief middel is gekozen uit de groep bestaande uit octylfenolpolyetheenoxide-ether, nonylfenolpolyetheenoxide-ethers, lineaire alcoholpolyetheenoxide-ethers en sorbitanmono-oleaatpolyethyleenoxide-ethers
6. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1 tot 5, waarbij het boorbehandelingsmiddel een mengsel is, omvattende een discontinue fase van 20 een micro-emulsie, en waarbij het mengsel verder een emulgeermiddel omvat.
7. Werkwijze volgens conclusie 6, waarbij de micro-emulsie verder een alcohol bevat.
8. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1 tot 7, waarbij het boorbehandelingsmiddel een 35:65 tot 65:35 gewichtsverhouding van CrC4 ester 25 van melkzuurCVC^ ester van een Cie-C20 vetzuur omvat.
9. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 2 tot 8, waarbij de CrC4 ester van melkzuur ethyllactaat is.
10. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1 tot 9, waarbij het vetzuur van de ester van het C16-C20 vetzuur een olie is, gekozen uit de groep 30 bestaande uit graan, mosterd, “niger seed”, olijf, pinda, papaverzaad, raapzaad, saffloer, sesam, sojaboon, zonnebloemzaad en tarwekiem.
11. Werkwijze volgens conclusie 10, waarbij de C16-C20 vetzuurester een methylester is.
12. Werkwijze volgens conclusie 11, waarbij de C16-C20 vetzuurester 1030385 Tl sojaboonmethylester is.
13. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1 tot 12, welke werkwijze omvat het stimuleren van de put met het boorbehandelingsmiddel.
14. Werkwijze volgens conclusie 13, waarbij het vloeistofsysteem verder 5 een drijfmiddel omvat.
15. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1 tot 12, welke werkwijze omvat het toepassen van het boorbehandelingsmiddel voor boorremediatie.
16. Werkwijze volgens conclusie 15, waarbij het boorbehandelings-10 middel wordt toegepast om de put te ontdoen van asfaltenen, waterstofsulfide, paraffinen, aangehechte materialen, kleine deeltjes, zwavel, zware olie-bijproducten, waterblokken, boorvloeistoffen, cementfiltraten, ovenvloeistoffen, leidingdotering, koolwaterstofemulsies, op olie gebaseerde modderstromen en/of op synthetische olie gebaseerde modderstromen.
17. Werkwijze volgens conclusie 15 of 16, waarbij het boorbehandelingsmiddel wordt geïnjecteerd door de productie- of koelleidingen.
18. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1-12, waarbij het boorbehandelingsmiddel wordt toegepast ter verwijdering van boormodderstromen uit een boorput voordat cementeren of voordat introductie van een voltooiingspekel- 20 oplossing plaatsvindt.
19. Werkwijze volgens conclusie 18, waarbij de boormodderstromen op I olie gebaseerde modderstromen of op synthetische olie gebaseerde modderstromen zijn.
20. Werkwijze volgens een of meer van de conclusies 1 tot 12, waarbij 25 het boorbehandelingsmiddel wordt toegepast als een breukkatalysator voor het activeren van een gelbreker en daardoor het reduceren van de viscositeit van een boorbehandelingsgel. 1030385
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US98545804 | 2004-11-10 | ||
US10/985,458 US7231976B2 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
US26384805 | 2005-11-02 | ||
US11/263,848 US7392844B2 (en) | 2004-11-10 | 2005-11-02 | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NL1030385A1 NL1030385A1 (nl) | 2006-05-11 |
NL1030385C2 true NL1030385C2 (nl) | 2006-09-27 |
Family
ID=35432934
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NL1030385A NL1030385C2 (nl) | 2004-11-10 | 2005-11-10 | Werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput met een biodegradeerbaar vloeistofsysteem van geringe toxiciteit. |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7392844B2 (nl) |
DK (1) | DK200501558A (nl) |
GB (2) | GB2432177B (nl) |
NL (1) | NL1030385C2 (nl) |
NO (1) | NO20055304L (nl) |
Families Citing this family (78)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8163826B2 (en) | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
US20090050325A1 (en) * | 2007-08-22 | 2009-02-26 | Gray John L | Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for near wellboretreatment of oil and gas with greater than 50% barrel of oil equivalent (BOE) gas production |
US20100300693A1 (en) * | 2007-08-29 | 2010-12-02 | Gray John L | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells |
US20090062153A1 (en) * | 2007-08-29 | 2009-03-05 | Gray John L | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells |
US8404108B2 (en) | 2007-09-20 | 2013-03-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
US8272442B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-09-25 | Green Source Energy Llc | In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
US8101812B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-01-24 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
US20090131285A1 (en) * | 2007-11-16 | 2009-05-21 | Xiaolan Wang | Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters |
US8193127B2 (en) | 2008-02-04 | 2012-06-05 | Sanjel Corporation | Low residue fluid fracturing system and method of use |
US8071510B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing lubricity of brine-based drilling fluids and completion brines |
US8387699B2 (en) * | 2008-07-25 | 2013-03-05 | Calfrac Well Services Ltd. | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
CA2635989C (en) * | 2008-07-25 | 2009-08-04 | Century Oilfield Services Inc. | Fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
US20100044048A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-25 | Century Oilfield Services Inc. | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
US8211834B2 (en) | 2008-07-25 | 2012-07-03 | Calfrac Well Services Ltd. | Hydrocarbon-based fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
US20100029514A1 (en) * | 2008-08-01 | 2010-02-04 | Berry Sandra L | Naphthenic acid solids dissolver compositions and methods related thereto |
DE102008045296A1 (de) * | 2008-09-02 | 2010-03-04 | Byk-Chemie Gmbh | Monocarbonsäureester enthaltendes Dispergiermedium für Feststoffpräparationen |
US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
US20100181110A1 (en) | 2009-01-20 | 2010-07-22 | Harr Robert E | Green directional drilling fluid composition |
US20100200237A1 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-12 | Colgate Sam O | Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells |
US20100263867A1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Horton Amy C | Utilizing electromagnetic radiation to activate filtercake breakers downhole |
US20110021386A1 (en) | 2009-07-27 | 2011-01-27 | Ali Syed A | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition |
IT1396212B1 (it) * | 2009-10-20 | 2012-11-16 | Eni Spa | Procedimento per il recupero di olio pesante da un giacimento sotterraneo |
US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
US8517100B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
US8517095B2 (en) | 2010-08-09 | 2013-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of using hexose oxidases to create hydrogen peroxide in aqueous well treatment fluids |
US8833457B2 (en) | 2011-03-08 | 2014-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Sulfates and phosphates as allosteric effectors in mannanohydrolase enzyme breakers |
US8763705B2 (en) | 2011-03-25 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
US9102860B2 (en) | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
US9328284B2 (en) * | 2011-10-04 | 2016-05-03 | Biospan Technologies, Inc. | Oil thinning compositions and retrieval methods |
WO2013158567A1 (en) | 2012-04-15 | 2013-10-24 | Cesi Chemical, Inc. | Surfactant formulations for foam flooding |
US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
US8778850B2 (en) | 2012-10-24 | 2014-07-15 | Green Earth Technologies, Inc. | Biodegradable non-reactive oil-well stimulation fluid and method of use |
US9921205B2 (en) | 2012-11-13 | 2018-03-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for determining the effectiveness of asphaltene dispersant additives for inhibiting or preventing asphaltene precipitation in a hydrocarbon-containing material subjected to elevated temperature and presssure conditions |
US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
WO2014151419A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Composition and method for remediation of near wellbore damage |
US10767098B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-09-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using sized particulates as spacer fluid |
CA2919435C (en) | 2013-09-19 | 2017-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-in-water stable, emulsified spacer fluids |
US9580641B2 (en) | 2013-12-20 | 2017-02-28 | Praxair Technology, Inc. | Fracturing fluid composition and method utilizing same |
WO2015108872A1 (en) | 2014-01-16 | 2015-07-23 | Elevance Renewable Sciences, Inc. | Olefinic ester compositions and their use as cleaning agents |
US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
US9505970B2 (en) * | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10294764B2 (en) * | 2014-05-14 | 2019-05-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9617842B2 (en) * | 2014-06-18 | 2017-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of completing a well |
US20160002521A1 (en) | 2014-07-03 | 2016-01-07 | Solazyme, Inc. | Lubricants and wellbore fluids |
US9957779B2 (en) | 2014-07-28 | 2018-05-01 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
US10100243B2 (en) | 2015-07-13 | 2018-10-16 | KMP Holdings, LLC | Environmentally preferable microemulsion composition |
CN105178929A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种非均质储层屏蔽酸化工艺方法 |
US10253238B2 (en) | 2015-11-13 | 2019-04-09 | M-I L.L.C. | Anti-accretion additives for wellbore fluids and methods of use thereof |
US10662369B2 (en) * | 2015-12-11 | 2020-05-26 | Ehtical Solutions, LLC | Solvent systems having a high flash point and methods of use thereof |
WO2017136835A1 (en) * | 2016-02-04 | 2017-08-10 | Hk Ip Llc | Biofuels for enhancing productivity of low production wells |
CN107288592A (zh) * | 2017-08-06 | 2017-10-24 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种复合韵律油藏双段塞型调剖剂及其使用方法 |
US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
US10907473B2 (en) | 2017-11-14 | 2021-02-02 | Chevron U.S.A., Inc. | Low volume in-line filtration methods for analyzing hydrocarbon-containing fluid to evaluate asphaltene content and behavior during production operations |
WO2019108971A1 (en) | 2017-12-01 | 2019-06-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
CN108102626A (zh) * | 2017-12-01 | 2018-06-01 | 吴刚 | 一种稠油降粘剂及其制备方法 |
US11028309B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid |
US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
US11814576B2 (en) * | 2021-12-21 | 2023-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing scavenging efficiency of H2S scavenger by adding linear polymer |
CN114716989B (zh) * | 2022-04-28 | 2023-06-09 | 西安道坦石油技术服务有限公司 | 一种低渗透油田注水井用聚丙烯酰胺类调剖调驱弱凝胶复合解堵剂及其制备方法和应用 |
US20240117238A1 (en) | 2022-09-28 | 2024-04-11 | Championx Llc | Extended release asphaltene inhibitor composition |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4737296A (en) * | 1984-10-26 | 1988-04-12 | Union Oil Company Of California | Foaming acid-containing fluids |
DE4116580A1 (de) * | 1991-05-21 | 1992-11-26 | Henkel Kgaa | Verwendung von fettsaeure-2-ethylhexylestern als kaltreinigungsmittel |
US5226481A (en) | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Bj Services Company | Method for increasing the stability of water-based fracturing fluids |
WO1997003991A1 (en) | 1995-07-14 | 1997-02-06 | Bj Services Company | Gelation additive for hydraulic fracturing fluids |
MY117988A (en) | 1995-10-03 | 2004-08-30 | Nor Ind Inc | Cleaning compositions for oil and gas well, lines, casings, formations and equipment and methods of use |
US6589917B2 (en) | 1996-08-02 | 2003-07-08 | M-I Llc | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility |
US6849581B1 (en) | 1999-03-30 | 2005-02-01 | Bj Services Company | Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof |
US6284720B1 (en) * | 1999-09-03 | 2001-09-04 | Vertec Biosolvents, Llc | Environmentally friendly ink cleaning preparation |
US6096699A (en) * | 1999-09-03 | 2000-08-01 | Ntec Versol, Llc | Environmentally friendly solvent |
FR2817165B1 (fr) | 2000-11-24 | 2003-09-26 | Inst Francais Du Petrole | Formulation desemulsionnante organique et son utilisation dans le traitement des drains fores en boue a l'huile |
US6719053B2 (en) | 2001-04-30 | 2004-04-13 | Bj Services Company | Ester/monoester copolymer compositions and methods of preparing and using same |
US6620772B2 (en) * | 2001-07-13 | 2003-09-16 | Renewable Lubricants, Inc. | Biodegradable penetrating lubricant |
US6776234B2 (en) | 2001-12-21 | 2004-08-17 | Edward L. Boudreau | Recovery composition and method |
US7267171B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
US7380606B2 (en) | 2002-03-01 | 2008-06-03 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
US6797684B2 (en) | 2002-03-11 | 2004-09-28 | Vertec Biosolvents, Inc. | Biosolvent composition of lactate ester and D-limonene with improved cleaning and solvating properties |
US6978836B2 (en) * | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
US7036589B2 (en) | 2003-08-14 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing stimulation |
US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US7040403B2 (en) | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7185699B2 (en) * | 2004-05-25 | 2007-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Water compatible hydraulic fluids |
US8063004B2 (en) * | 2004-07-22 | 2011-11-22 | Malcera, L.L.C. | Chemical composition of matter for the liquefaction and dissolution of asphaltene and paraffin sludges into petroleum crude oils and refined products at ambient temperatures and method of use |
US7392845B2 (en) * | 2006-03-23 | 2008-07-01 | Bj Services Company | Method of treating oil or gas well with biodegradable emulsion |
US7093658B2 (en) * | 2004-10-29 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids, foaming additives, and associated methods |
-
2005
- 2005-11-02 US US11/263,848 patent/US7392844B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-11-10 GB GB0702486A patent/GB2432177B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-11-10 NO NO20055304A patent/NO20055304L/no not_active Application Discontinuation
- 2005-11-10 NL NL1030385A patent/NL1030385C2/nl not_active IP Right Cessation
- 2005-11-10 DK DK200501558A patent/DK200501558A/da not_active Application Discontinuation
- 2005-11-10 GB GB0522896A patent/GB2420575B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7392844B2 (en) | 2008-07-01 |
NO20055304L (no) | 2006-05-11 |
DK200501558A (da) | 2006-05-11 |
GB0702486D0 (en) | 2007-03-21 |
GB2420575A (en) | 2006-05-31 |
GB0522896D0 (en) | 2005-12-21 |
NO20055304D0 (no) | 2005-11-10 |
GB2432177B (en) | 2009-05-06 |
US20060096758A1 (en) | 2006-05-11 |
NL1030385A1 (nl) | 2006-05-11 |
GB2432177A (en) | 2007-05-16 |
GB2420575B (en) | 2007-06-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NL1030385C2 (nl) | Werkwijze voor het behandelen van een olie- of gasput met een biodegradeerbaar vloeistofsysteem van geringe toxiciteit. | |
US7231976B2 (en) | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system | |
CA2961687C (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
US11098231B2 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
US7655603B2 (en) | Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids | |
US8383557B2 (en) | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer | |
DK2861692T3 (en) | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF OIL OR GAS FROM AN UNDERGROUND FORMATION USING A CHELATING AGENT | |
US8778850B2 (en) | Biodegradable non-reactive oil-well stimulation fluid and method of use | |
CA2570157C (en) | Method of treating oil or gas well with biodegradable emulsion | |
Said et al. | The use of palm oil fatty acid methyl ester as a base fluid for a flat rheology high-performance drilling fluid | |
JP2015529691A (ja) | 乳化キレート剤を含有する組成物および地下層を処理する方法 | |
NO20101622A1 (no) | Fremgangsmate for endring av fuktbarheten av bergformasjoner | |
US9475980B2 (en) | Microemulsion and nanoemulsion breaker fluids with organic peroxides | |
AU2010338032B2 (en) | Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments | |
US20140305651A1 (en) | Hydraulic Fracturing Composition | |
ZA200208211B (en) | Method of oil/gas well stimulation. | |
EP2299053A1 (en) | Gravel pack fluid composition and emulsion therefor | |
EP2757138A1 (en) | Hydraulic fracturing composition |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
AD1A | A request for search or an international type search has been filed | ||
RD2N | Patents in respect of which a decision has been taken or a report has been made (novelty report) |
Effective date: 20060726 |
|
PD2B | A search report has been drawn up | ||
VD1 | Lapsed due to non-payment of the annual fee |
Effective date: 20090601 |