NO331598B1 - Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger - Google Patents

Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger Download PDF

Info

Publication number
NO331598B1
NO331598B1 NO20020058A NO20020058A NO331598B1 NO 331598 B1 NO331598 B1 NO 331598B1 NO 20020058 A NO20020058 A NO 20020058A NO 20020058 A NO20020058 A NO 20020058A NO 331598 B1 NO331598 B1 NO 331598B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
magnesium
agent
acid
fluid
peroxide
Prior art date
Application number
NO20020058A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20020058L (no
NO20020058D0 (no
Inventor
Todd L Bradley
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO20020058D0 publication Critical patent/NO20020058D0/no
Publication of NO20020058L publication Critical patent/NO20020058L/no
Publication of NO331598B1 publication Critical patent/NO331598B1/no

Links

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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • 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
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives 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
    • 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
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10—Cellulose or derivatives 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
    • 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
    • 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
    • C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)
  • Removal Of Specific Substances (AREA)
  • Water Treatment By Sorption (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

Brønnbore- og vedlikeholdsvæsker for anvendelse i produserende formasjoner og fremgangsmåter for å fjerne filterkake derfra er tilveiebrakt. Fremgangsmåtene omfatter i det alt vesentlige anvendelse av en bore- eller vedlikeholdsvæske som hovedsakelig består av vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettingsmiddel valgt fra magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfatsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydratog magnesiumammoniumfosfatheksahydrat. Deretter kontaktes filterkaken som er avsatt av bore- eller vedlikeholdsvæsken med en vandig opprensingsløsning i en tidsperiode slik at selvtettingsmidlet oppløses derav.

Description

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører borefluider og vedlikeholdsfluider som benyttes ved fremstilling av formasjoner og fjerning av filterkakeavsetning og fremgangsmåte for fjerning av filterkake som avsettes av fluidene i formasjonene.
Anvendelsen av spesialfluider for boring eller vedlikehold av hydrokarbonfrem-bringende dannelser som penetreres av borehull er velkjent. Borefluider benyttes når borehull bores inn i fremstillingsformasjoner for å minimalisere skade av permeabiliteten i dannelsene og deres evne til å fremstille hydrokarboner. Vedlikeholdsfluider benyttes når fullførelsesoperasjoner utføres i produserende soner og når det utføres brønnoverhalingsoperasjoner i formasjonene. Bore- og vedlikeholdsfluidet avsetter filterkake på veggene av borehullene i de produserende formasjonene som forhindrer bore- og vedlikeholdsfluidet i å forsvinne i formasjonene og forhindrer faste stoffer i å gå inn i porøsiteten i de produserende sonene. Etter at boringen eller vedlikeholdet av en produserende formasjon er fullført, fjernes filterkaken før formasjonen settes i produksjon.
Fjerningen av filterkaken fra en produserende formasjon er tidligere blitt utført ved å inkludere et syreløselig partikulært fast selvtettende middel i bore- eller vedlikeholdsfluidet for å tette over formasjonsporene. Filterkaken som dannes av bore- eller vedlikeholdsfluidet inkluderer det syreløselige selvtettende midlet og et polymert suspenderingsmiddel er på forhånd kontaktet med en sterkt sur løsning, og den sure løsningen er blitt holdt i kontakt med filterkaken i en tidsperiode som er tilstrekkelig til å oppløse de tettende partiklene og polymer. På tross av anstrengelser for å unngå det, har den sterke sure løsningen ofte korrodert metalliske overflater og kompletterings-utstyr slik som sandsiler og forårsaket deres tidlige svikt. Den sure løsningen kan også ha vært uforenelig med den produserende formasjonen og forårsaket skade på denne.
Vannløselig partikulært fast selvtettende middel har også blitt benyttet i bore- eller vedlikeholdsfluider, og filterkaken som inneholder det vannløselige selvtettende midlet er kontaktet med en vandig saltløsning som er undermettet med hensyn på de vannløselige selvtettende partiklene. Imidlertid krever slike undermettede vandige løsninger en relativt lang tidsperiode for å oppløse partiklene primært på grunn av de polymere suspenderingsmidlene som er inkludert i bore- eller vedlikeholdsfluidet. Dvs. at polymeren eller polymerene som er til stede i filterkaken beskytter de vannløselige selvtettende partiklene for den vandige løsningen.
For å fjerne det polymere materialet i filterkaken og derved oppløse det selvtettende midlet i filterkaken ved vandige løsninger, har et metallperoksid slik som et jordalkalisk metallperoksid, sinkperoksid eller lignende blitt inkludert i bore- og vedlikeholdsfluidet. Metallperoksidet avsettes i filterkaken sammen med det selvtettende midlet. Under filterkakefjerningsprosessen bringes en mineralsyreløsning i kontakt med filterkaken som derved aktiverer metallperoksidet og som videre forårsaker at polymert materiale i filterkaken dekomponerer. Deretter kontaktes filterkaken med en undermettet vandig løsning for å oppløse filterkaken. Generelt har tiden som er nødvendig for at metallperoksidet og mineralsyreløsningen skal bryte opp polymerer og for at den undermettede vandige løsningen skal oppløse det selvtettende midlet vært relativt lang, hvilket har gjort prosessen kostbar og utsatt metallutstyr og deler i kontakt med mineralsyreløsningen for sur korrosjon.
Således er det et vedvarende behov for å forbedre bore- og vedlikeholdsfluider og fremgangsmåter for å fjerne filterkake avsatt ved fluider fra produserende formasjoner.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer forbedrede brønnbore- og vedlikeholdsfluider for anvendelse i produserende formasjoner som imøtekommer behovene som er beskrevet over og som løser manglene ved den tidligere kjente teknikk. Mer spesifikt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse bore- og vedlikeholdsfluider som inkluderer forbedrede selvtettende midler med ønskede egenskaper og som lett kan fjernes uten anvendelse av opprensingsløsninger som inneholder sterke mineralsyrer.
Bore- og vedlikeholdsfluider ifølge denne oppfinnelsen omfattes stort sett av vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettende middel. Det partikulære faste selvtettende midlet er en syntetisert uorganisk forbindelse som er oppløsbar i en vandig opprensningsløsning som inneholder en mild organisk syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, et chelatdanner, eller en blanding av et ammoniumsalt og en chelatdanner. Det uorganiske selvtettende midlet syntetiseres fra en klasse materialer som generelt henvises til som kjemisk bundne keramiske forbindelser. Det syntetiserte uorganiske selvtettende midlet kan inkludere vektmaterialer for å øke eller senke tettheten i det selvtettende midlet, hvilket kreves ved brønnbetingelsene og/eller visse fyllstoffmaterialer for å redusere mengden av opprensningsløsning som er nødvendig. Brønnbore- og vedlikeholdsfluidet eller det selvtettende midlet deri eller opprensnings-løsningen kan også inkludere et metallperoksid eller andre oksiderende midler eller oppløsende midler som fungerer som å oksidere eller oppløse polymer i filterkaken som er avsatt av fluidet.
Opprinnelsen vedrører således et brønnbore- eller vedlikeholdsfluid for anvendelse i produserende formasjoner og som avsetter filterkake deri, som omfatter vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettingsmiddel, særpreget ved at det partikulære faste selvtettingsmidlet omfatter en kjemisk bundet keramisk magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfidsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat eller magnesiumammoniumfosfatheksahydrat som er oppløsbar av en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak organisk syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller en blanding av et ammoniumsalt og en chelatdanner.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer også fremgangsmåter for å fjerne filterkake fra veggene i borehullpenetrerende produserende formasjoner avsatt deri ved bore- eller vedlikeholdsfluider.
Oppfinnelsen vedrører således en fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra veggene på et borehull som penetrerer en produserende formasjon som er avsatt deri av et bore-eller vedlikeholdsfluid som omfatter vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettingsmiddel, særpreget ved at den omfatter trinnene: a) å benytte et kjemisk bundet keramisk middel valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfidsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat og magnesiumammoniumfosfatheksahydrat som er oppløsbar i en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller et ammoniumsalt og en chelatdanner som det partikulære faste selvtettingsmidlet i bore- eller vedlikeholdsfluidet; og b) å kontakte filterkaken med opprensingsløsningen i en tidsperiode slik at selvtettingsmidlet oppløses derav.
I tillegg vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra veggene på et borehull som penetrerer en produserende formasjon som er avsatt deri av et bore-eller vedlikeholdsfluid, særpreget ved at den omfatter trinnene: a) å benytte et fluid som omfatter vann, et vannløselig salt valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kalsiumklorid,
kalsiumbromid og blandinger derav, et fluidtapskontrollerende middel
omfattende stivelse, et hydratiserbart polymert fast suspensjonsmiddel som omfatter xantan og et partikulært fast selvtettingsmiddel valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfidsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat og magnesiumammoniumfosfatheksahydrat som er løselig i en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller et ammoniumsalt og en chelatdanner, som bore- eller vedlikeholdsfluidet; og b) å kontakte filterkaken med opprensingsløsningen i en tidsperiode slik at selvtettingsmidlet oppløses derav.
Som nevnt, kan det selvtettende midlet inkludere vektmaterialer og/eller visse fyllstoffmaterialer. Bore- og vedlikeholdsfluidet, det selvtettende midlet deri eller den vandige opprensningsløsningen kan også inkludere et oksidasjonsmiddel eller andre oppløsende midler som løser opp polymer i filterkaken.
Det er derfor et generelt formål ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe forbedrede brønnbore- og vedlikeholdsfluider for anvendelse i produserende formasjoner og fremgangsmåter for å fjerne filterkake derfra.
Andre og ytterligere formål, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil være åpenbare for en fagmann på området ved å lese beskrivelsen av de foretrukne utførelsesformene som følger.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer brønnbore- og vedlikeholdsfluider for anvendelse i produserende formasjoner som avsetter filterkake som lett kan fjernes uten anvendelse av sterke mineralsyrer eller andre skadelige kjemikalier. Brønnbore- og vedlikeholdsmidlene ifølge denne oppfinnelsen omfattes hovedsakelig av vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettende middel. Det partikulære faste selvtettende midlet er en syntetisert uorganisk forbindelse slik som den typen som generelt henvises til som et kjemisk bundet keramisk middel. Det partikulære faste selvtettende midlet er løselig i en vandig opprensningsløsning som inneholder en svak organisk syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller en blanding av et ammoniumsalt og en chelatdanner. Når det er nødvendig, kan et fluidtapskontrollerende middel og/eller et hydratiserbart polymert fast suspenderende middel eventuelt inkluderes i brønnbore- og vedlikeholdsfluidet.
Det vannløselige saltet i bore- og vedlikeholdsfluidet ifølge denne oppfinnelsen kan være et eller flere av natriumklorid, natriumbromid, natriumacetat, natriumformiat, natriumcitrat, kaliumklorid, kaliumformiat, cesiumformiat, kalsiumklorid, kalsiumbromid og blandinger derav. Vanlige oljefeltssaltoppløsninger kan benyttes i bore- og vedlikeholdsfluidet i stedet for vann og et vannløselig salt. Oljefeltssaltoppløsninger er ofte å foretrekke på grunn av deres lette tilgjengelighet innenfor oljefeltet.
Et mangfold av fluidtapskontrollerende midler kan benyttes i brønnbore- eller vedlikeholdsfluidet, inkludert, men ikke begrenset til, stivelse, stivelseseterderivater, hydroksyetylcellulose, kryssbundet hydroksyetylcellulose og blandinger derav. Av disse er stivelse det mest foretrukne. Når det benyttes, er fluidtapskontrollmidlet generelt inkludert i saltløsningen eller saltoppløsningen i en mengde innenfor området på fra omtrent 0,1 til omtrent 2 vekt-% av saltløsningen eller saltoppløsningen, mer foretrukket i området på fra omtrent 1% til omtrent 1,3% og mest foretrukket omtrent 1,3%.
Et mangfold av hydratiserbare polymerfaste suspenderingsmidler kan også benyttes, inkludert, men ikke begrenset til biopolymerer slik som xantan og succinoglykon, cellulosederivater slik som hydroksyetylcellulose og guar og dets derivater slik som hydroksypropylguar. Av disse er xantan foretrukket. Når det benyttes, er den hydratiserte polymeren generelt inkludert i bore- eller vedlikeholdsfluidet i en mengde innenfor området på fra omtrent 0,1 vekt-% til omtrent 0,6 vekt-% av saltløsningen eller saltoppløsningen, mer foretrukket i området på fra omtrent 0,13% til omtrent 0,16%, og mest foretrukket omtrent 0,13%.
Ifølge denne oppfinnelsen er de partikulære faste selvtettende midlene syntetiserte uorganiske forbindelser av typen som generelt henvises til som kjemisk bundne keramiske midler som i det alt vesentlige er uløselige i vann, men i det alt vesentlige er løselige i den vandige opprensningsløsningen som benyttes. Eksempler på slike kjemisk bundne keramiske midler inkluderer, men er ikke begrenset til, magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfatsement, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat og magnesiumammoniumfosfatheksahydrat.
Magnesiumoksykloridsement fremstilles ved å blande magnesiumoksid, magnesium-klorid og vann. Magnesiumoksysulfat fremstilles ved å blande magnesiumoksid, magnesiumsulfat og vann. Magnesiumhydrogenfosfattrihydrat fremstilles ved å blande magnesiumoksid, fosforsyre og vann. Magnesiumkaliumfosfatheksahydrat fremstilles ved å blande magnesiumoksid, monokaliumfosfat og vann. Magnesiumammoniumfosfat fremstilles ved å blande magnesiumoksid, monoammoniumfosfat og vann.
Andre materialer kan tilsettes til de keramiske forbindelsene som er beskrevet over for å oppnå ønskede resultater eller egenskaper. For eksempel kan partikulære vektmaterialer slik som barytt, jernoksid og manganoksid inkluderes deri. Som nevnt over, kan oksideringsmidler og andre polymeroppløsende midler også inkluderes. Mange andre nyttige additiver vil være selvskrevne for en fagmann på området.
Det selvtettende midlet som benyttes i bore- eller vedlikeholdsfluidet er generelt inkludert deri i en mengde på fra omtrent 5 vekt-% til omtrent 60 vekt-% av den vandige saltløsningen eller saltoppløsningen, mer foretrukket i området på fra omtrent 10% til omtrent 27% og mest foretrukket omtrent 14%.
Som det vil forstås av en fagmann på området, avsettes det partikulære faste selvtettende midlet av bore- og vedlikeholdsfluidet på veggene av borehullet i den produserende sonen som bores eller vedlikeholdes sammen med andre faste partikler og geleaktige fluidtapskontrollerende polymerer, suspensjonsmiddelpolymerer og lignende. Ved fullførelse av bore- eller vedlikeholdsoperasjonen tilføres en vandig opprensnings-løsning som inneholder en svak organisk syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller en blanding av et ammoniumsalt og en chelatdanner til borehullet hvorved det partikulære faste selvtettende midlet i filterkaken oppløses.
Brønnbore- og vedlikeholdsfluidet eller det selvbindende midlet deri eller opprensnings-løsningen kan inneholde et oksidasjonsmiddel eller annet oppløsningsmiddel som bevirker å oksidere og løse opp de gelede polymerfluidtapskontrollerende additivene, suspensjonsmidlene og lignende i filterkaken. Oppløsningen av polymermaterialene gjør at det partikulære faste selvtettende midlet oppløses av opprensningsløsningen i løpet av en kortere tidsperiode. Generelt kan et hvilket som helst oksidasjonsmiddel eller annet oppløsningsmiddel som kan avsettes med filterkaken og som i det alt vesentlige er inaktivt inntil det kontaktes med en vandig opprensningsløsning benyttes i brønnbore- og vedlikeholdsfluidet eller i det selvtettende midlet. For eksempel kan oksidasjonsmidler som i det alt vesentlige er uløselige i vann, men løselige i den opprensende løsningen, benyttes. Oksidasjonsmidler eller andre oppløsende midler som kan være innkapslet med et materiale som er uløselig i vann, men løselig i den opprensende løsningen eller som kan innkapsles i det selvtettende midlet også benyttes. Forskjellige oksidasjonsmidler og oppløsende midler som kan innarbeides i det partikulære faste selvtettingsmidlet når det er fremstilt inkluderer, men er ikke begrenset til, hydrogenperoksid, ammoniumpersulfat, natriumpersulfat, kaliumpermanganat, natriumbromat, natriumperforat, kaliumjodat, kaliumperjodat, natriumkloritt, natriumhypokloritt, litiumhypokloritt, kalsiumhypokloritt, xantanaseenzymer og amylaseenzymer.
Forskjellige i det alt vesentlige uløselige oksidasjonsmidler og oppløsende midler som kan benyttes i bore- eller vedlikeholdsfluidet, inkluderer, men er ikke begrenset til, magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
Oksidasjonsmidlet eller det oppløsende midlet som benyttes er generelt inkludert i bore-eller vedlikeholdsfluidet i en mengde innenfor området fra omtrent 0,1 vekt-% til omtrent 6 vekt-% av den vandige saltløsningen eller saltoppløsningen, mer foretrukket i området fra omtrent 0,3% til omtrent 3% og mest foretrukket omtrent 0,3%.
Som nevnt over, kan den vandige opprensningsløsningen inneholde en svak organisk syre. Eksempler på slike egnede syrer inkluderer, men er ikke begrenset til, eddiksyre, sitronsyre, adipinsyre, ravsyre og glutarsyre. Når det benyttes, er den svake syren generelt inkludert i den vandige opprensningsløsningen i en mengde innenfor området fra omtrent 0,1 vekt-% til omtrent 5 vekt-% av løsningen, mer foretrukket fra omtrent 0,5% til omtrent 2% og mest foretrukket fra omtrent 1% til omtrent 1,5%.
Eksempler på hydrolyserbare estere som kan benyttes inkluderer, men er ikke begrenset til, trietylcitrat, dimetylglutarat, dimetylsuccinat og dimetyladipat. Når det benyttes, er den hydrolyserbare esteren generelt inkludert i den vandige opprensningsløsningen i en mengde innenfor området fra omtrent 0,1 vekt-% til omtrent 20 vekt-% av løsningen, mer foretrukket fra omtrent 0,5% til omtrent 5% og mest foretrukket fra omtrent 1% til omtrent 3%.
Ammoniumsaltet som benyttes i den vandige opprensningsløsningen kan være et eller flere ammoniumsalter med den følgende formelen:
RnNH4.nX
der R er en alkylgruppe med fra 1 til 6 karbonatomer, n er et tall fra 0 til 3 og X er et anionisk radikal valgt blant halogener, nitrat, citrat, acetat, sulfat, fosfat og hydrogensulfat.
Eksempler på egnede ammoniumsalter inkluderer, men er ikke begrenset til, ammoniumklorid, ammoniumbromid, ammoniumnitrat, dibasisk ammoniumnitrat, ammoniumacetat og blandinger derav. Ammoniumsaltet som benyttet er generelt inkludert i opprensingsløsningen i en mengde innenfor området fra omtrent 3 vekt-% til omtrent 25 vekt-% av vannet deri, mer foretrukket innenfor området fra omtrent 5% til omtrent 14% og mest foretrukket omtrent 5%.
Et mangfold av chelatdannere kan benyttes i den vandige opprensingsløsningen for å løse opp selvtettingsmidlene beskrevet over. Betegnelsen "chelatdanner" slik det her er benyttet betyr et kjemikalium som vil danne et vannløselig kompleks med den kationiske delen av selvtettingsmidlet som skal oppløses. Forskjellige chelatdannere kan benyttes som inkluderer, men ikke er begrenset til, etylendiamintetraeddiksyre (EDTA) og salter derav, nitrilotireddiksyre (NTA) og salter derav, dietylentriaminpentaeddiksyre (DTPA) og salter derav, trans-l,2-diaminocykloheksan-N,N,N',N'-tetraeddiksyre (DCTA) og salter derav, sitronsyre og salter derav, diglykolsyre og salter derav, fosforsyre og salter derav, asparginsyre og dens polymerer og blandinger derav. Chelatdanneren som benyttes er generelt inkludert i den vandige opprensingsløsningen i en mengde innenfor området på fra omtrent 0,1 vekt-% til omtrent 40 vekt-% av løsningen, mer foretrukket i området fra omtrent 5% til omtrent 20%, og mest foretrukket omtrent 20%. Opprensingsløsningen kan også eventuelt inkludere en eller flere av oksidasjons-midlene eller andre oppløsningsmidler som beskrevet over for å oksidere og løse opp polymere materialer i filterkaken.
Som nevnt over, kan ammoniumsaltene og chelatdannerne benyttes alene eller sammen avhengig av det bestemte selvtettingsmidlet som benyttes. Slik det også er nevnt over, tilføres opprensingsløsningen til den produserende formasjonen i kontakt med filterkaken som der er avsatt etter at boringen eller vedlikeholdet av en produserende formasjon er fullført. Opprensingsløsningen holdes i kontakt med filterkaken i en tidsperiode som er tilstrekkelig for at geleaktig polymer i filterkaken skal løses opp og at det selvtettende midlet skal løses opp. Deretter kan formasjonen produseres for å fjerne den gjenværende filterkaken.
Om nødvendig, kan en egnet vaskeløsning sirkuleres gjennom borehullet i den produserende formasjonen for å vaske gjenværende filterkake fra veggene av borehullet. Generelt bør vaskeløsningen som benyttes være en vandig løsning som ikke påvirker permeabiliteten i den hydrokarbonholdige produserende formasjonen ugunstig. Således kan vaskeløsningen være en vandig løsning som inneholder et eller flere salter som hemmer svelling og/eller dispersjon av partikler i formasjonen slik som kaliumklorid, natriumklorid, ammoniumklorid og tetrametylammoniumklorid. Av de ovenfor nevnte saltene er ammoniumklorid foretrukket.
Ammoniumsaltet, chelatdanneren eller blandingen av ammoniumsalt og chelatdanner som benyttes i opprensingsløsningen kan tilføres løsningen som beskrevet over eller de kan innkapsles for å forsinke oppløsningen av de selvtettende faste stoffene inntil opprensingen av filterkaken er ønskelig. En annen lignende teknikk er å generere saltet og/eller midlet in-situ.
En forsinket oppløsning av filterkaken kan også utføres ved å benytte en chelatdanner som ikke oppløser selvtettingsmiddelpartiklene fra tilstedeværelsen av et ammoniumsalt eller salter. Chelatdanneren kan inkluderes i bore- eller vedlikeholdsfluidet og ammoniumsaltet som benyttes kan tilføres på innkapslet form eller genereres in-situ. Mangfoldige andre teknikker som er kjent for en fagmann på området for å tilveiebringe forsinkelser kan også benyttes, slik som å tilføre chelatdanneren som en ester som langsomt hydrolyseres til den sure chelaterende formen, ved å benytte en chelatdanner som ikke er effektiv ved en bestemt pH og å tilføre et andre middel for å endre pH til et nivå der den chelaterende løsningen oppløser selvtettende partikler, og andre lignende variasjoner.
Ifølge fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen fjernes filterkake fra veggene på et borehull som penetrerer en produserende formasjon. Filterkaken avsettes på borehullet ved et bore- eller vedlikeholdsfluid ifølge denne oppfinnelsen som i det alt vesentlige omfatter vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettende middel. Fremgangsmåtene omfatter i det alt vesentlige de følgende trinnene. Det partikulære faste selvtettingsmidlet som benyttes i bore- eller vedlikeholdsfluidet er en syntetisk uorganisk forbindelse som oppløses i en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak organisk syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner, eller en blanding av et ammoniumsalt og en chelatdanner. Etter at bore- eller vedlikeholdsfluidet er fjernet fra borehullet, kontaktes filterkaken som er igjen på veggene av borehullet inkludert selvtettingsmidlet med den opprensende løsningen som benyttes i en tidsperiode slik at selvtettingsmidlet oppløses derav. Som nevnt over, kan bore- eller vedlikeholdsfluidet inkludere et fluidtapskontrollerende middel og et polymert fast suspensjonsmiddel. Som også nevnt over, kan bore- eller vedlikeholdsfluidet, selvtettingsmidlet deri eller den vandige opprensingsløsningen inkludere et oksidasjonsmiddel eller annet oppløsende middel som oksiderer og løser opp geleaktig polymer i filterkaken. Som også nevnt over, kan en vaskeløsning benyttes for å fjerne den gjenværende filterkaken fra veggene av borehullet eller den gjenværende filterkaken kan fjernes ved å produsere formasjonen etter at opprensingsløsningen oppløser geleaktig polymer i filterkaken og oppløser selvtettingsmidlet deri.
En spesielt egnet fremgangsmåte ifølge denne oppfinnelsen for å fjerne filterkake fra veggene av et borehull som penetrerer en produserende formasjon som er avsatt deri ved et bore- eller vedlikeholdsfluid omfattes av de følgende trinnene. Et bore- eller vedlikeholdsfluid som omfatter vann, et vannløselig salt valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, natriumbromid, natriumacetat, natriumformiat, natriumcitrat, kaliumklorid, kaliumformiat, cesiumformiat, kalsiumklorid, kalsiumbromid og blandinger derav eller en eller flere saltoppløsninger slik som salter, et fluidtapskontrollerende middel som omfatter stivelse, et xantanpolymerfast supensjonsmiddel og et partikulært fast kjemisk bundet keramisk selvtettingsmiddel valgt fra magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfatsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat eller magnesiumammoniumfosfatheksahydrat, og et partikulært fast magnesiumperoksidoksiderende middel som aktiveres ved kontakt med et ammoniumsalt for å oksidere og oppløse geleaktig polymer i filterkaken, benyttes. Deretter kontaktes filterkaken som produseres ved bore- eller vedlikeholdsfluidet med en vandig opprensingsløsning som inneholder ammoniumklorid, en chelatdanner eller ammoniumklorid og en chelatdanner i en tidsperiode slik at geleaktig polymer i filterkaken oksideres og oppløses av magnesiumperoksidet og selvtettingsmidlet oppløses av opprensingsløsningen. Om ønskelig, kan en vaskeløsning deretter benyttes for å kontakte veggene av borehullet og vaske bort mulig gjenværende filterkake derfra eller den gjenværende filterkaken kan fjernes ved å produsere formasjonen. Som nevnt over, kan forskjellige komponenter av bore- eller vedlikeholdsfluidet og/eller renseløsningen tilføres den produserende formasjonen på innkapslet form eller genereres in situ.
For å videre illustrere bore- og vedlikeholdsfluidet og fremgangsmåtene ifølge denne oppfinnelsen, er de følgende eksemplene vist.
EKSEMPEL 1
Horisontale brønner fullføres ofte ved å benytte vedlikeholdsfluider som inkluderer partikulære faste selvtettingsmidler som avsettes som en del av filterkaken på veggene av borehullene. Brønnene fullføres ved å plassere gruspakninger i de produserende sonene og opprensingsløsninger plasseres i gruspakningene og får deretter synke slik at filterkaken oppløses og fjernes. I en typisk horisontal brønn som er fullført med en gruspakning på et 8 !4" diameter borehull med 5 !4" diameter siler, bør løseligheten av selvtettingspartiklene i filterkaken være i området fra omtrent 0,5 til omtrent 1,25 kubikkcentimeter av selvtettingspartiklene pr. 100 kubikkcentimenter opprensings-løsning. For selvtettingspartikler med spesifikke graviteter som er større enn 0,6, betyr dette at omtrent 1,5 til omtrent 3 gram av selvtettingsmidlet vil oppløses pr. 100 kubikkcentimeter opprensings løsning.
En prosedyre for å teste opprensingsløsninger med hensyn på oppløsning av forskjellige partikulære selvtetingsmidler ble utviklet som følger: 0,5 kubikkcentimeter av det partikulære selvtettingsmidlet som testes tilsettes til et 50 milliliter glass. Glasset blir deretter fylt med opprensingsløsning, lukket og plassert i et 150° vannbad i 24 timer. Deretter filtreres de faste stoffene i glasset ved å benytte et forhåndsveid filter. Filteret med de faste stoffene på tørkes og veies for å bestemme vekten av uoppløste faste stoffer. Løseligheten av det partikulære selvtettende midlet blir deretter beregnet i prosent av faste stoffer som er oppløst.
Forskjellige selvtettingsmidler og opprensingsløsninger ble testet ved å benytte den ovenfor beskrevne prosedyren, og resultatene av testingen er gitt i tabell I nedenfor.
EKSEMPEL 2
Brønner renses ofte ved å benytte en ettergruspakningsbehandling under dynamiske betingelser. Et mangfold av opprensingsløsninger ble fremstilt i laboratoriet og de inneholdt vann og ammoniumklorid eller en chelatdanner eller både ammoniumklorid og en chelatdanner. Opprensingsløsningene ble nøytralisert til en pH på 7 med en 50 vekt-% natriumhydroksidløsning. 50 milliliter av hver opprensingsløsning ble forenet med 1 grams mengder av partikulært magnesiumkaliumfosfat og den frembrakte blandingen ble observert mens den ble rørt med varme for å bestemme om magnesiumkaliumfosfatet ble oppløst. Opprensingsløsningskomponentene og deres mengder så vel som resultatene av testene er gitt i tabell II nedenfor.
Fra tabell II kan man se at de forskjellige opprensingsløsningene lett oppløser partikulært magnesiumkaliumfosfat.
EKSEMPEL 3
Et antall vandige opprensingsløsninger med forskjellige hydrolyserbare estere og en chelatdanner ble fremstilt. 50 milliliters porsjoner av opprensingsløsningene ble brakt i kontakt med 1 gram magnesiumkaliumfosfat (MgKPCVt^O) og tidene som var nødvendige for å oppløse magnesiumkaliumfosfatet ble bestemt. Opprensingsoppløsningskomponentene og deres mengder så vel som resultatene av testene er gitt i tabell III nedenfor.
Fra tabell III kan man se at opprensingsløsningene oppløste magnesiumkaliumfosfatet.
Således er foreliggende oppfinnelse vel tilpasset for å utføre formålene og å oppnå målene og formålene som er nevnt så vel som de som er tilknyttede. Mens mange forandringer kan foretas av en fagmann på området, er slike forandringer omfattet innenfor tanken ifølge denne oppfinnelsen slik den er definert i de vedheftede kravene.

Claims (41)

1. Brønnbore- eller vedlikeholdsfluid for anvendelse i produserende formasjoner og som avsetter filterkake deri, som omfatter vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettingsmiddel,karakterisert vedat det partikulære faste selvtettingsmidlet omfatter en kjemisk bundet keramisk magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfidsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat eller magnesiumammoniumfosfatheksahydrat som er oppløsbar av en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak organisk syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller en blanding av et ammoniumsalt og en chelatdanner.
2. Fluid ifølge krav 1, der det partikulære faste selvtettingsmidlet omfattes av magnesiumoksykloridsement.
3. Fluid ifølge krav 2, der selvtettingsmidlet inkluderer et oksidasjonsmiddel eller annet oppløsende middel som er innkapslet deri for å løse opp polymer i filterkaken som avsettes av fluidet.
4. Fluid ifølge krav 3, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er valgt fra gruppen bestående av magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
5. Fluid ifølge krav 1, som videre omfatter et oksidasjonsmiddel eller annet oppløsende middel for å løse opp polymer i filterkaken som avsettes av fluidet som aktiveres av den opprensende løsningen.
6. Fluid ifølge krav 5, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er valgt fra gruppen bestående av magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
7. Fluid ifølge krav 5, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er magnesiumperoksid.
8. Fluid ifølge krav 1, der det vannløselige saltet er valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, natriumbromid, natriumacetat, natriumformiat, natriumcitrat, kaliumklorid, kaliumformiat, cesiumformiat, kalsiumklorid, kalsiumbromid og blandinger derav.
9. Fluid ifølge krav 1, som videre omfatter et fluidtapskontrollerende middel valgt fra gruppen bestående av stivelse, stivelseseterderivater, hydroksyetylcellulose, kryssbundet hydroksyetylcellulose og blandinger derav.
10. Fluid ifølge krav 1, som videre omfatter et hydratiserbart polymert fast suspensjonsmiddel valgt fra gruppen bestående av xantan, succinoglykon, cellulosederivater, guar, guarderivater og blandinger derav.
11. Fluid ifølge krav 1, der opprensingsløsningen inneholder en svak organisk syre valgt fra gruppen bestående av eddiksyre, sitronsyre, adipinsyre og glutarsyre.
12. Fluid ifølge krav 1, der opprensingsløsningen inneholder en hydrolyserbar ester valgt fra gruppen bestående av trietylcitrat, dimetylglutarat, dimetylsuccinat og dimetyladiapat.
13. Fluid ifølge krav 1, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt og ammoniumsaltet har formelen
der R er et alkylradikal med fra 1 til 6 karbonatomer, n er et tall fra 0 til 3 og X er et anionisk radikal valgt blant halogener, nitrat, citrat, acetat, sulfat, fosfat og hydrogensulfat.
14. Fluid ifølge krav 1, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt og ammoniumsaltet er valgt fra gruppen bestående av ammoniumklorid, ammoniumbromid, ammoniumnitrat, ammoniumcitrat, ammoniumacetat og blandinger derav.
15. Fluid ifølge krav 1, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt og ammoniumsaltet er ammoniumklorid.
16. Fluid ifølge krav 1, der opprensingsløsningen inneholder en chelatdanner og chelatdanneren er valgt fra gruppen bestående av etylendiamintetraeddiksyre og salter derav, nitrilotrieddiksyre og salter derav, dietylentriaminpentaeddiksyre og salter derav, trans-l,2-diaminocykloheksan-N,N,N',N'-tetraeddiksyre og salter derav, sitronsyre og salter derav, diglykolsyre og salter derav, fosforsyre og salter derav, asparginsyre og dens polymerer og blandinger derav.
17. Fluid ifølge krav 16, der chelatdanneren er etylendiamintetraeddiksyre og salter derav.
18. Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra veggene på et borehull som penetrerer en produserende formasjon som er avsatt deri av et bore- eller vedlikeholdsfluid som omfatter vann, et vannløselig salt og et partikulært fast selvtettingsmiddel,karakterisert vedat den omfatter trinnene: (a) å benytte et kjemisk bundet keramisk middel valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfidsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat og magnesiumammoniumfosfatheksahydrat som er oppløsbar i en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller et ammoniumsalt og en chelatdanner som det partikulære faste selvtettingsmidlet i bore- eller vedlikeholdsfluidet; og (b) å kontakte filterkaken med opprensingsløsningen i en tidsperiode slik at selvtettingsmidlet oppløses derav.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der selvtettingsmidlet omfattes av magnesiumoksykloridsement.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der selvtettingsmidlet inkluderer et oksidasjonsmiddel eller andre oppløsende midler innkapslet deri for å oppløse polymer i filterkaken som er avsatt av fluidet.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er valgt fra gruppen bestående av magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der bore- eller vedlikeholdsfluidet ytterligere omfatter et oksidasjonsmiddel eller et annet oppløsende middel for å løse opp polymer i filterkaken som aktiveres av opprensingsløsningen.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er valgt fra gruppen bestående av magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 22, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er magnesiumperoksid.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 28, der det vannløselige saltet i bore- eller vedlikeholdsfluidet er valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, natriumbromid, natriumacetat, natriumformiat, natriumcitrat, kaliumklorid, kaliumformiat, cesiumformiat, kalsiumklorid, kalsiumbromid og blandinger derav.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der opprensingsløsningen inneholder en svak organisk syre valgt fra gruppen bestående av eddiksyre, sitronsyre, adipinsyre og glutarsyre.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der opprensingsløsningen inneholder en hydrolyserbar ester valgt fra gruppen bestående av trietylcitrat, dimetylglutarat, dimetylsuccinat og dimetyladiapat.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt og ammoniumsaltet har formelen
der R er et alkylradikal med fra 1 til 6 karbonatomer, n er et tall fra 0 til 3 og X er et anionisk radikal valgt blant halogener, nitrat, citrat, acetat, sulfat, fosfat og hydrogensulfat.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt og ammoniumsaltet er valgt fra gruppen bestående av ammoniumklorid, ammoniumbromid, ammoniumnitrat, ammoniumcitrat, ammoniumacetat og blandinger derav.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt og ammoniumsaltet er ammoniumklorid.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der opprensingsløsningen inneholder en chelatdanner og chelatdanneren er valgt fra gruppen bestående av etylendiamintetraeddiksyre og salter derav, nitrilotrieddiksyre og salter derav, dietylentriaminpentaeddiksyre og salter derav, trans-l,2-diaminocykloheksan-N,N,N',N'-tetraeddiksyre og salter derav, sitronsyre og salter derav, diglykolsyre og salter derav, fosforsyre og salter derav, asparginsyre og dens polymerer og blandinger derav.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der chelatdanneren er etylendiamintetraeddiksyre og salter derav.
33. En fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra veggene på et borehull som penetrerer en produserende formasjon som er avsatt deri av et bore- eller vedlikeholdsfluid ,karakterisert vedat den omfatter trinnene: (a) å benytte et fluid som omfatter vann, et vannløselig salt valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kalsiumklorid, kalsiumbromid og blandinger derav, et fluidtapskontrollerende middel omfattende stivelse, et hydratiserbart polymert fast suspensjonsmiddel som omfatter xantan og et partikulært fast selvtettingsmiddel valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksykloridsement, magnesiumoksysulfidsement, magnesiumkaliumfosfatheksahydrat, magnesiumhydrogenfosfattrihydrat og magnesiumammoniumfosfatheksahydrat som er løselig i en vandig opprensingsløsning som inneholder en svak syre, en hydrolyserbar ester, et ammoniumsalt, en chelatdanner eller et ammoniumsalt og en chelatdanner, som bore- eller vedlikeholdsfluidet; og (b) å kontakte filterkaken med opprensingsløsningen i en tidsperiode slik at selvtettingsmidlet oppløses derav.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 33, der selvtettingsmidlet omfattes av magnesiumoksykloridsement.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 33, der selvtettingsmidlet inkluderer et oksidasjonsmiddel eller et annet oppløsende middel innkapslet deri for å løse opp polymer i filterkaken som er avsatt av fluidet.
36. Fremgangsmåte ifølge krav 35, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er valgt fra gruppen bestående av magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
37. Fremgangsmåte ifølge krav 33, der bore- eller vedlikeholdsfluidet videre omfatter et oksidasjonsmiddel eller et annet oppløsende middel for å løse opp polymer i filterkaken som aktiveres av opprensingsløsningen.
38. Fremgangsmåte ifølge krav 37, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er valgt fra gruppen bestående av magnesiumperoksid, magnesiumperoksidifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 37, der oksidasjonsmidlet eller det andre oppløsende midlet er magnesiumperoksid.
40. Fremgangsmåte ifølge krav 33, der opprensingsløsningen inneholder et ammoniumsalt, en chelatdanner eller et ammoniumsalt og en chelatdanner, og ammoniumsaltet er ammoniumklorid.
41. Fremgangsmåte ifølge krav 40, der chelatdanneren er etylendiamintetraeddiksyre og salter derav.
NO20020058A 2001-01-09 2002-01-07 Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger NO331598B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/756,961 US6494263B2 (en) 2000-08-01 2001-01-09 Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20020058D0 NO20020058D0 (no) 2002-01-07
NO20020058L NO20020058L (no) 2002-07-10
NO331598B1 true NO331598B1 (no) 2012-02-06

Family

ID=25045785

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20020058A NO331598B1 (no) 2001-01-09 2002-01-07 Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6494263B2 (no)
EP (1) EP1223207B1 (no)
BR (1) BR0200033A (no)
CO (1) CO5370698A1 (no)
DE (1) DE60205044T2 (no)
DK (1) DK1223207T3 (no)
MX (1) MXPA02000288A (no)
NO (1) NO331598B1 (no)

Families Citing this family (176)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6422314B1 (en) * 2000-08-01 2002-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby
US7140438B2 (en) * 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US7168489B2 (en) * 2001-06-11 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids
US7080688B2 (en) * 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
US7276466B2 (en) * 2001-06-11 2007-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid
US6805198B2 (en) 2001-09-07 2004-10-19 Baker Hughes Incorporated Organic acid system for high temperature acidizing
US6837309B2 (en) * 2001-09-11 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts
EA005718B1 (ru) * 2001-09-11 2005-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способы управления выпадением расклинивающего материала при гидравлическом разрыве пласта
US6791130B2 (en) * 2002-08-27 2004-09-14 E-Phocus, Inc. Photoconductor-on-active-pixel (POAP) sensor utilizing a multi-layered radiation absorbing structure
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US6886635B2 (en) * 2002-08-28 2005-05-03 Tetra Technologies, Inc. Filter cake removal fluid and method
US6877563B2 (en) 2003-01-21 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and completing well bores
US6983798B2 (en) * 2003-03-05 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and fluid compositions for depositing and removing filter cake in a well bore
EP1623088A1 (en) * 2003-04-15 2006-02-08 Cabot Corporation Method to recover brine from drilling fluids
US7044224B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7032663B2 (en) * 2003-06-27 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7178596B2 (en) * 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7228904B2 (en) * 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7044220B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7036587B2 (en) 2003-06-27 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials
US7090015B2 (en) * 2003-07-10 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker—breaker
US20050028976A1 (en) * 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7497278B2 (en) * 2003-08-14 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation
US8167045B2 (en) 2003-08-26 2012-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand
US7766099B2 (en) 2003-08-26 2010-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates
US6997259B2 (en) * 2003-09-05 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation
US7036588B2 (en) 2003-09-09 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising starch and ceramic particulate bridging agents and methods of using these fluids to provide fluid loss control
US7021377B2 (en) * 2003-09-11 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing filter cake from well producing zones
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US7829507B2 (en) * 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7000701B2 (en) * 2003-11-18 2006-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US20050155763A1 (en) * 2004-01-16 2005-07-21 Reddy B. R. Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use
US7096947B2 (en) * 2004-01-27 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations
US7204312B2 (en) * 2004-01-30 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores
US7036586B2 (en) * 2004-01-30 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions
US7156174B2 (en) * 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US20050183741A1 (en) * 2004-02-20 2005-08-25 Surjaatmadja Jim B. Methods of cleaning and cutting using jetted fluids
CN1304521C (zh) * 2004-02-23 2007-03-14 中海石油（中国）有限公司天津分公司 一种滤饼清除液
US7211547B2 (en) 2004-03-03 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
US7172022B2 (en) * 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
US7353879B2 (en) 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
US7093664B2 (en) * 2004-03-18 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin
US7093659B2 (en) * 2004-03-22 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling chlorite or hypochlorite break rate of well treatment fluids using magnesium or calcium ions
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
US7128148B2 (en) * 2004-04-16 2006-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods for blocking permeability of a subterranean zone
US20070078063A1 (en) * 2004-04-26 2007-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations
US7246665B2 (en) * 2004-05-03 2007-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions in a subterranean formation
US20050257932A1 (en) * 2004-05-19 2005-11-24 Davidson Eric A Filter cake degradation compositions and associated methods
US8211247B2 (en) * 2006-02-09 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use
US10316616B2 (en) * 2004-05-28 2019-06-11 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug
JP4243853B2 (ja) 2004-06-08 2009-03-25 セイコーエプソン株式会社 強誘電体キャパシタの製造方法、および強誘電体メモリの製造方法
US7299875B2 (en) 2004-06-08 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate migration
US7114569B2 (en) * 2004-06-14 2006-10-03 Halliburton Energy Service,S Inc. Methods, cement compositions and suspending agents therefor
US7621334B2 (en) * 2005-04-29 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US7475728B2 (en) * 2004-07-23 2009-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of use in subterranean formations
US20060032633A1 (en) * 2004-08-10 2006-02-16 Nguyen Philip D Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers
US20060046938A1 (en) * 2004-09-02 2006-03-02 Harris Philip C Methods and compositions for delinking crosslinked fluids
US7299869B2 (en) * 2004-09-03 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications
US7413017B2 (en) * 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
US7757768B2 (en) 2004-10-08 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations
US20060086507A1 (en) * 2004-10-26 2006-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore cleanout tool and method
GB0424933D0 (en) * 2004-11-12 2004-12-15 Surfactant Technologies Ltd A surfactant system
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7553800B2 (en) * 2004-11-17 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
US7883740B2 (en) 2004-12-12 2011-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US20060135372A1 (en) * 2004-12-21 2006-06-22 Tetra Technologies, Inc. Controlled degradation of filtercakes and other downhole compositions
US20060169182A1 (en) * 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US8030249B2 (en) 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US7267170B2 (en) * 2005-01-31 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US20080009423A1 (en) * 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US20060169448A1 (en) * 2005-02-01 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US7353876B2 (en) * 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US7497258B2 (en) * 2005-02-01 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions
US20070298977A1 (en) * 2005-02-02 2007-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060172894A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060172895A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060169450A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US8598092B2 (en) 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US7416293B2 (en) * 2005-02-18 2008-08-26 Hewlett-Packard Development Company, L.P. Ink recirculation system
US7216705B2 (en) * 2005-02-22 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US7506689B2 (en) * 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7608567B2 (en) * 2005-05-12 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7677315B2 (en) 2005-05-12 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US8567494B2 (en) 2005-08-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Well operating elements comprising a soluble component and methods of use
US20070049501A1 (en) * 2005-09-01 2007-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US8231947B2 (en) * 2005-11-16 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation Oilfield elements having controlled solubility and methods of use
US7461697B2 (en) * 2005-11-21 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon
US20070123433A1 (en) * 2005-11-30 2007-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation
CA2630924C (en) * 2005-12-08 2014-04-01 Hercules Incorporated Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids
NO342424B1 (no) * 2005-12-08 2018-05-22 Hercules Inc Suspensjonssammensetning omfattende et oljefeltbetjeningsfluid og en fluidpolymersuspensjon
US20100132951A1 (en) * 2005-12-16 2010-06-03 Tetra Technologies, Inc. Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions
US20070173416A1 (en) * 2006-01-20 2007-07-26 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment compositions for use in acidizing a well
US8770261B2 (en) 2006-02-09 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys
US8220554B2 (en) 2006-02-09 2012-07-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable whipstock apparatus and method of use
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US7819192B2 (en) 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US7665517B2 (en) 2006-02-15 2010-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
US7608566B2 (en) * 2006-03-30 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use
US7618924B2 (en) * 2006-04-10 2009-11-17 Saudi Arabian Oil Company Non-damaging manganese tetroxide water-based drilling fluids
US20070284114A1 (en) 2006-06-08 2007-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a consumable downhole tool
US20080257549A1 (en) 2006-06-08 2008-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable Downhole Tools
US8211248B2 (en) * 2009-02-16 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making
US8329621B2 (en) 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US20080026960A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US20080026959A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US20080026955A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US7748456B2 (en) 2006-08-11 2010-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Dual functional components and associated methods
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US7947627B2 (en) 2006-12-14 2011-05-24 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control agent with triggerable removal mechanism
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US7928040B2 (en) * 2007-01-23 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications
US7923417B2 (en) * 2007-01-23 2011-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
BRPI0807517A2 (pt) 2007-02-19 2014-06-03 Mi Llc Fluido de deslocamento e disjuntor e método de uso
US20080202764A1 (en) 2007-02-22 2008-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US20080217011A1 (en) * 2007-03-06 2008-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer
WO2009018099A1 (en) * 2007-08-02 2009-02-05 M-I Llc Reclamation of formate brines
US20090062157A1 (en) * 2007-08-30 2009-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods
US8235102B1 (en) 2008-03-26 2012-08-07 Robertson Intellectual Properties, LLC Consumable downhole tool
US8327926B2 (en) 2008-03-26 2012-12-11 Robertson Intellectual Properties, LLC Method for removing a consumable downhole tool
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US8470747B2 (en) * 2008-10-20 2013-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Carboxylic acid and oxidizer clean-up compositions and associated methods of use in subterranean applications
EA201170683A1 (ru) * 2008-11-13 2011-12-30 Эм-Ай Эл.Эл.Си. Содержащие частицы закупоривающие агенты, используемые для формирования и разрушения фильтрационных корок на стенках скважины
US7762329B1 (en) 2009-01-27 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US8985211B2 (en) 2009-03-18 2015-03-24 M-I L.L.C. Well treatment fluid
US7992656B2 (en) * 2009-07-09 2011-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Self healing filter-cake removal system for open hole completions
US8109335B2 (en) * 2009-07-13 2012-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable diverting agents and associated methods
US8082992B2 (en) * 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
US20110214860A1 (en) * 2010-03-05 2011-09-08 Narongsak Tonmukayakul Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods
US20110214868A1 (en) * 2010-03-05 2011-09-08 Funkhouser Gary P Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods
US20110214859A1 (en) * 2010-03-05 2011-09-08 Loveless David M Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods
MX348072B (es) * 2010-06-30 2017-05-25 M-I L L C * Fluido rompedor y de desplazamiento.
US9090807B2 (en) * 2010-12-17 2015-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Phosphate based blend for drilling and completion fluid
US20120279714A1 (en) * 2011-05-04 2012-11-08 Timothy Lesko Chemical line flush systems
CN102924038A (zh) * 2012-12-04 2013-02-13 中国科学院青海盐湖研究所 一种改性硫氧镁水泥
GB2530924B (en) * 2013-07-10 2021-03-17 Mi Llc Acid precursor in divalent brines for cleaning up water-based filter cakes
CN107592858A (zh) 2015-05-13 2018-01-16 巴斯夫欧洲公司 制备螯合剂混合物的方法
WO2017040824A1 (en) 2015-09-03 2017-03-09 Saudi Arabian Oil Company Treatment of kerogen in subterranean formations
AU2017206053B2 (en) * 2016-01-07 2019-03-14 M-I L.L.C. Breaker fluids and methods of use thereof
CN110199005A (zh) * 2016-09-01 2019-09-03 沙特阿拉伯石油公司 硫化物垢的处理
US11573159B2 (en) 2019-01-08 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Identifying fracture barriers for hydraulic fracturing
US10900339B2 (en) 2019-04-23 2021-01-26 Saudi Arabian Oil Company Forming mineral in fractures in a geological formation
US10753190B1 (en) 2019-04-29 2020-08-25 Saudi Arabian Oil Company Forming mineral in fractures in a geological formation
US11492541B2 (en) 2019-07-24 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Organic salts of oxidizing anions as energetic materials
US11319478B2 (en) 2019-07-24 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
US11339321B2 (en) 2019-12-31 2022-05-24 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
US11268373B2 (en) 2020-01-17 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells
US11473001B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11473009B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11365344B2 (en) 2020-01-17 2022-06-21 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
CN113322054B (zh) * 2020-02-28 2022-07-22 中国石油化工股份有限公司 一种镁合金溶解剂
US11549894B2 (en) 2020-04-06 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Determination of depositional environments
US11578263B2 (en) 2020-05-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Ceramic-coated proppant
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11584889B2 (en) 2021-01-04 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Synthetic source rock with tea
US11885790B2 (en) 2021-12-13 2024-01-30 Saudi Arabian Oil Company Source productivity assay integrating pyrolysis data and X-ray diffraction data
US11787997B2 (en) 2022-03-21 2023-10-17 Saudi Arabian Oil Company Treatment fluid composition for high temperature multi-stage fracturing applications
US11939516B2 (en) 2022-03-21 2024-03-26 Saudi Arabian Oil Company Treatment fluid recipe for high temperature multi-stage fracturing applications

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5238065A (en) 1992-07-13 1993-08-24 Texas United Chemical Corporation Process and composition to enhance removal of polymer-containing filter cakes from wellbores
US5607905A (en) 1994-03-15 1997-03-04 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
US6131661A (en) * 1998-08-03 2000-10-17 Tetra Technologies Inc. Method for removing filtercake
US6300286B1 (en) * 1999-08-05 2001-10-09 Texas United Chemical Company, L.L.C. Divalent cation-containing well drilling and service fluid
US6631764B2 (en) 2000-02-17 2003-10-14 Schlumberger Technology Corporation Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids
US6436880B1 (en) 2000-05-03 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Well treatment fluids comprising chelating agents
US6422314B1 (en) 2000-08-01 2002-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby

Also Published As

Publication number Publication date
NO20020058L (no) 2002-07-10
EP1223207A1 (en) 2002-07-17
MXPA02000288A (es) 2002-09-11
NO20020058D0 (no) 2002-01-07
DE60205044T2 (de) 2006-06-01
EP1223207B1 (en) 2005-07-20
DE60205044D1 (de) 2005-08-25
DK1223207T3 (da) 2005-09-12
US20020036088A1 (en) 2002-03-28
CO5370698A1 (es) 2004-02-27
US6494263B2 (en) 2002-12-17
BR0200033A (pt) 2002-10-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO331598B1 (no) Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger
US6737385B2 (en) Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby
AU689842B2 (en) Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
EP1109875B1 (en) Bromate/bromine filtercake removal fluid
US7854277B2 (en) Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent
CA2471155C (en) Improved internal breaker
AU2010226842B2 (en) Well treatment fluid
CA2461297C (en) Viscous well treating fluids and methods
US20080217011A1 (en) Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer
WO2021025857A1 (en) Weighted fluid loss control pill for completion & workover operations
US20100132951A1 (en) Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees